RU2571697C2 - Natural gas liquefaction method by continuous change in composition of at least one cooling mixture - Google Patents

Natural gas liquefaction method by continuous change in composition of at least one cooling mixture Download PDF

Info

Publication number
RU2571697C2
RU2571697C2 RU2011139720/06A RU2011139720A RU2571697C2 RU 2571697 C2 RU2571697 C2 RU 2571697C2 RU 2011139720/06 A RU2011139720/06 A RU 2011139720/06A RU 2011139720 A RU2011139720 A RU 2011139720A RU 2571697 C2 RU2571697 C2 RU 2571697C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cooling
natural gas
mixture
cooling mixture
cooling circuit
Prior art date
Application number
RU2011139720/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2011139720A (en
Inventor
ДЕ ВИТ Амандин ТЕЙЕ
Жером ПИГУРЬЕ
Пьер-Ив МАРТЕН
Беатрис ФИШЕР
Жилль ФЕРШНАЙДЕР
Original Assignee
Ифп Энержи Нувелль
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 Ифп Энержи Нувелль filed Critical Ифп Энержи Нувелль
Publication of RU2011139720A publication Critical patent/RU2011139720A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2571697C2 publication Critical patent/RU2571697C2/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—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
    • F25J1/02—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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0238—Purification or treatment step is integrated within one refrigeration cycle only, i.e. the same or single refrigeration cycle provides feed gas cooling (if present) and overhead gas cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • 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
    • 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
    • F25J1/0279—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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/62—Ethane or 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/64—Propane or 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
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention is referred to natural gas liquefaction method by continuous change in composition of at least one cooling mixture. At one cooling stage natural gas is cooled down by heat exchange with one cooling mixture circulating in a closed cooling loop. One part of natural gas flow is fed to separation system. Ambient temperature is also measured depending on time for detection ambient temperature increase or decrease, and when such temperature increase or decrease is detected then the following stages are performed whereat: one part of the cooling mixture is removed from the cooling loop; the removed part of the part of the cooling mixture is supplied to the separation system; in the separation system part of natural gas flow and the removed part of the part of the cooling mixture are separated with receipt of two components; one component received at the previous stage of separation is introduced into the cooling mixture for the purpose its composition change in order to change boiling temperature of the cooling mixture.
EFFECT: economical efficiency and more environmental friendliness of the method.
16 cl, 4 dwg

Description

Настоящее изобретение относится к области техники сжижения природного газа. Более точно настоящее изобретение относится к способу сжижения природного газа, при котором состав по меньшей мере одной охлаждающей смеси, циркулирующей в контуре охлаждения, регулируют в зависимости от изменения наружной температуры подачей по меньшей мере одного компонента, получаемого на стадии разделения природного газа и по меньшей мере одной охлаждающей смеси.The present invention relates to the field of liquefaction of natural gas. More precisely, the present invention relates to a method for liquefying natural gas, in which the composition of the at least one cooling mixture circulating in the cooling circuit is controlled depending on the change in external temperature by supplying at least one component obtained in the separation stage of natural gas and at least one cooling mixture.

Сжижение природного газа состоит в конденсации природного газа и дополнительном охлаждении до температуры, достаточно низкой для того, чтобы он мог оставаться жидким при атмосферном давлении. Затем он может быть легко транспортирован метановозами.The liquefaction of natural gas consists in the condensation of natural gas and additional cooling to a temperature low enough so that it can remain liquid at atmospheric pressure. Then it can be easily transported by methane carriers.

В US 4 033 735 описан способ сжижения природного газа, при котором природный газ охлаждают и сжижают охлаждающей смесью, циркулирующей в контуре охлаждения. Функционирование данного контура обеспечивается компрессором, который сообщает охлаждающей смеси потенцию, необходимую для охлаждения природного газа. Охлаждающую смесь дополнительно охлаждают посредством теплообменника, в котором используют внешнюю текучую среду, такую, как вода или воздух, имеющие температуру окружающей среды.US 4,033,735 describes a method for liquefying natural gas, in which natural gas is cooled and liquefied with a cooling mixture circulating in a cooling circuit. The functioning of this circuit is provided by a compressor, which gives the cooling mixture the potency necessary for cooling natural gas. The cooling mixture is further cooled by means of a heat exchanger using an external fluid such as water or air having an ambient temperature.

В US 6 105 389 описан способ сжижения, при котором используют две охлаждающие смеси, MR1 и MR2, циркулирующие в двух закрытых и независимых контурах. Функционирование каждого из таких контуров обеспечивается благодаря компрессору, сообщающему охлаждающей смеси потенцию, необходимую для охлаждения природного газа, и осуществлению теплообмена с водой и воздухом, имеющими температуру окружающей среды. Первый текучий охлаждающий агент дополнительно охлаждают в текучем виде в теплообменнике перед использованием для охлаждения природного газа и охлаждающей смеси MR2.US 6,105,389 describes a liquefaction process in which two refrigerant mixtures, MR1 and MR2, are circulated in two closed and independent circuits. The functioning of each of these circuits is ensured by a compressor that communicates to the cooling mixture the potency necessary for cooling natural gas, and through heat exchange with water and air at ambient temperature. The first fluid cooling agent is further cooled in fluid form in a heat exchanger prior to use for cooling natural gas and the MR2 cooling mixture.

Данные способы обладают хорошей эффективностью в случае, когда составы охлаждающих смесей оптимизированы для фиксированных режимов работы. Однако, на установки воздействуют изменения наружной температуры, то есть изменения температуры воздуха. Такие изменения являются особенно значительными при смене летнего и зимнего сезонов. Изменение температуры при смене сезонов обуславливает необходимость изменения состава одной или нескольких охлаждающих смесей для поддержания постоянного выхода продукции. В настоящее время сезонные изменения температуры компенсируют нормированными добавками природного газа в охлаждающие смеси.These methods have good efficiency when the compositions of the cooling mixtures are optimized for fixed operating conditions. However, changes in outside temperature, i.e. changes in air temperature, affect the plants. Such changes are especially significant when changing the summer and winter seasons. A change in temperature during changing seasons necessitates a change in the composition of one or more cooling mixtures to maintain a constant yield. Currently, seasonal temperature changes are compensated by normalized additives of natural gas to cooling mixtures.

Однако, температура воздуха изменяется также при смене дня и ночи. Такие суточные изменения могут быть очень значительными в некоторых регионах мира. Они характеризуются колебаниями температуры с коротким периодом (12 часов). В настоящее время единственным известным средством для компенсации таких суточных изменений температуры является подача на сжигание в факеле части одной или нескольких охлаждающих смесей. Однако такая подача на сжигание в факеле создает очень много недостатков при своей реализации. На практике, при этом в атмосферу выбрасывается CO2, обуславливаемый сжиганием компонентов охлаждающих смесей. Выбросы CO2 в атмосферу становятся все более зарегламентированными, поскольку данный газ представляет собой газ, обладающий парниковым эффектом. Кроме того, такая подача на сжигание в факеле не может быть принята также в экономическом отношении. На практике, следует подавать весьма значительные количества охлаждающих смесей (порядка нескольких сотен тонн в день) для поддержания постоянной эффективности способа сжижения в дневное и ночное время. Такие потери сырья являются очень дорогостоящими. Эффективность способов сжижения в настоящее время оптимизирована только для сезонных изменений температуры.However, the air temperature also changes with the change of day and night. Such diurnal changes can be very significant in some regions of the world. They are characterized by temperature fluctuations with a short period (12 hours). Currently, the only known means to compensate for such diurnal changes in temperature is to supply part of one or more cooling mixtures for flaring. However, such a supply for flaring creates a lot of disadvantages in its implementation. In practice, in this case, CO2 is emitted into the atmosphere, caused by the combustion of components of the cooling mixtures. CO2 emissions into the atmosphere are becoming more and more regulated, since this gas is a gas with a greenhouse effect. In addition, such a flaring supply cannot be economically accepted either. In practice, very significant quantities of cooling mixtures (of the order of several hundred tons per day) should be supplied in order to maintain the constant efficiency of the liquefaction method in the daytime and at night. Such losses of raw materials are very expensive. The effectiveness of liquefaction methods is currently optimized only for seasonal temperature changes.

По-прежнему существует потребность в способе сжижения природного газа, который является низкозатратным, мало загрязняющим окружающую среду и эффективность которого остается практически постоянной, несмотря на суточные изменения наружной температуры.There is still a need for a method of liquefying natural gas, which is low cost, low environmental pollution and the efficiency of which remains almost constant, despite daily changes in outdoor temperature.

В настоящем изобретении как ответ на данную потребность предложен способ сжижения природного газа, при котором состав одной или нескольких охлаждающих смесей, циркулирующих в одном или нескольких контурах охлаждения, регулируют в режиме реального времени в зависимости от быстрых изменений наружной температуры посредством добавок компонентов, получаемых из природного газа и по меньшей мере одной охлаждающей смеси.The present invention, in response to this need, provides a method for liquefying natural gas, in which the composition of one or more cooling mixtures circulating in one or more cooling circuits is controlled in real time depending on rapid changes in the outside temperature by adding additives obtained from natural gas and at least one cooling mixture.

Таким образом, настоящее изобретение относится к способу сжижения природного газа, при котором:Thus, the present invention relates to a method for liquefying natural gas, in which:

- по меньшей мере на одном этапе охлаждения природный газ охлаждают посредством теплообмена по меньшей мере с одной охлаждающей смесью, циркулирующей в закрытом контуре охлаждения (I);- at least at one cooling stage, natural gas is cooled by heat exchange with at least one cooling mixture circulating in a closed cooling circuit (I);

- в систему разделения подают по меньшей мере одну часть потока природного газа;- at least one part of the natural gas stream is fed to the separation system;

и который отличается тем, что измеряют температуру окружающей среды в зависимости от времени для обнаружения повышения или понижения температуры окружающей среды, и тем, что при обнаружении повышения или понижения температуры окружающей среды осуществляют следующие этапы, на которых:and which is characterized in that the ambient temperature is measured as a function of time to detect an increase or decrease in the ambient temperature, and in that if an increase or decrease in the ambient temperature is detected, the following steps are carried out, in which:

- из контура охлаждения отбирают по меньшей мере одну часть потока охлаждающей смеси;- at least one part of the flow of the cooling mixture is taken from the cooling circuit;

- отобранную часть потока охлаждающей смеси подают в систему разделения;- the selected part of the flow of the cooling mixture is fed into the separation system;

- в системе разделения часть потока природного газа и отобранную часть потока охлаждающей смеси разделяют с получением по меньшей мере двух компонентов;- in the separation system, part of the natural gas stream and the selected part of the cooling mixture stream are separated to produce at least two components;

- в охлаждающий контур вводят по меньшей мере один компонент, полученный на предыдущем этапе разделения, для изменения состава охлаждающей смеси с целью изменения температуры кипения охлаждающей смеси.- at least one component obtained in the previous separation step is introduced into the cooling circuit to change the composition of the cooling mixture in order to change the boiling point of the cooling mixture.

По настоящему изобретению можно изменять состав охлаждающей смеси с целью повышения температуры кипения в случае повышения температуры окружающей среды или с целью снижения температуры кипения в случае понижения температуры окружающей среды.According to the present invention, it is possible to change the composition of the cooling mixture in order to increase the boiling point in case of an increase in the ambient temperature or in order to lower the boiling point in the case of a decrease in the ambient temperature.

По настоящему изобретению охлаждающая смесь, циркулирующая в контуре охлаждения, может быть сжата и затем сконденсирована охлаждением, а далее может быть расширена и испарена для охлаждения природного газа.According to the present invention, the cooling mixture circulating in the cooling circuit can be compressed and then condensed by cooling, and then can be expanded and evaporated to cool natural gas.

В систему разделения предпочтительно можно вводить по меньшей мере одну часть потока охлажденного природного газа.At least one portion of the chilled natural gas stream may preferably be introduced into the separation system.

В то же время, отобранная часть потока охлаждающей смеси может быть смешана с частью потока охлажденного природного газа перед подачей в систему разделения.At the same time, the selected portion of the cooling mixture stream may be mixed with a portion of the chilled natural gas stream before being fed to the separation system.

Охлаждающая смесь перед расширением и испарением для охлаждения природного газа предпочтительно может быть направлена в устройство для хранения.The cooling mixture may preferably be sent to a storage device before expanding and evaporating to cool natural gas.

В то же время, часть охлаждающей смеси можно отбирать из устройства для хранения перед ее подачей в систему разделения.At the same time, part of the cooling mixture can be taken from the storage device before being fed to the separation system.

По настоящему изобретению природный газ можно охлаждать до получения жидкого природного газа.According to the present invention, natural gas can be cooled to produce liquid natural gas.

В другом варианте осуществления способ по настоящему изобретению может, кроме того, включать в себя другие стадии, на которых:In another embodiment, the method of the present invention may further include other steps in which:

- природный газ, охлажденный на предыдущем этапе охлаждения, на втором этапе охлаждения охлаждают до его сжижения посредством теплообмена со второй охлаждающей смесью, циркулирующей во втором контуре охлаждения (II);- natural gas cooled in the previous cooling stage, in the second cooling stage is cooled until it is liquefied by heat exchange with a second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II);

- вторую охлаждающую смесь, циркулирующую во втором контуре охлаждения (II), охлаждают посредством теплообмена с охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения (I).- the second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II) is cooled by heat exchange with the cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I).

Вторая охлаждающая смесь до ее охлаждения посредством теплообмена с охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения (I), предпочтительно может быть сжата и охлаждена посредством внешней текучей охлаждающей среды.The second cooling mixture, prior to cooling by heat exchange with the cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I), can preferably be compressed and cooled by means of an external cooling fluid.

Этап отбора по меньшей мере одной части потока охлаждающей смеси может быть осуществлен в контуре охлаждения (I) и/или втором контуре охлаждения (II).The stage of selection of at least one part of the flow of the cooling mixture can be carried out in the cooling circuit (I) and / or the second cooling circuit (II).

В случае, когда этап отбора по меньшей мере одной части потока охлаждающей смеси осуществляют в контуре охлаждения (I), данную часть потока охлаждающей смеси отбирают из устройства для хранения.In the case where the step of selecting at least one part of the flow of the cooling mixture is carried out in the cooling circuit (I), this part of the flow of the cooling mixture is taken from the storage device.

В случае, когда этап отбора по меньшей мере одной части потока охлаждающей смеси осуществляют во втором контуре охлаждения (II), упомянутая часть потока второй охлаждающей смеси может быть отобрана после ее охлаждения посредством теплообмена с охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения (I).In the case where the step of selecting at least one part of the flow of the cooling mixture is carried out in the second cooling circuit (II), said part of the flow of the second cooling mixture can be selected after cooling by heat exchange with the cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I).

В то же время, подача по меньшей мере одного компонента, полученного на этапе разделения, может быть осуществлена в первом контуре охлаждения (I) и/или во втором контуре охлаждения (II) для изменения состава охлаждающей смеси, циркулирующей в контуре охлаждения (I), и/или состава второй охлаждающей смеси, циркулирующей во втором контуре охлаждения (II).At the same time, the supply of at least one component obtained in the separation step can be carried out in the first cooling circuit (I) and / or in the second cooling circuit (II) to change the composition of the cooling mixture circulating in the cooling circuit (I) , and / or the composition of the second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II).

Предпочтительно можно дополнительно охлаждать посредством теплообмена по меньшей мере одну часть, отбираемую от одного или нескольких потоков охлаждающих смесей перед их подачей в систему разделения.Preferably, at least one portion taken from one or more flows of the cooling mixtures can be further cooled by heat exchange before being fed to the separation system.

Более предпочтительно этап подачи по меньшей мере одного компонента можно осуществлять перед сжатием данной охлаждающей смеси, циркулирующей в первом контуре охлаждения (I), и/или перед сжатием второй охлаждающей смеси, циркулирующей во втором контуре охлаждения (II).More preferably, the step of supplying at least one component can be carried out before compressing the given cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I), and / or before compressing the second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II).

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения сжиженный природный газ может быть освобожден от азота в блоке удаления азота с получением фракции, богатой азотом, и сжиженного природного газа, обедненного азотом, при этом часть фракции, богатой азотом, подают по меньшей мере в один контур охлаждения. В случае, когда способ сжижения включает в себя два этапа охлаждения, фракцию, богатую азотом, предпочтительно подают во второй контур охлаждения.In one embodiment of the present invention, liquefied natural gas can be removed from nitrogen in a nitrogen removal unit to produce a nitrogen rich fraction and a nitrogen depleted liquefied natural gas, with a portion of the nitrogen rich fraction being fed to at least one cooling circuit . In the case where the liquefaction process includes two cooling steps, the nitrogen rich fraction is preferably fed to the second cooling circuit.

Кроме того, часть потока природного газа, подаваемую в систему разделения, предварительно охлаждают и/или сжижают посредством теплообмена по меньшей мере с одной охлаждающей смесью.In addition, a portion of the natural gas stream supplied to the separation system is pre-cooled and / or liquefied by heat exchange with at least one cooling mixture.

Способ сжижения природного газа по настоящему изобретению обладает тем преимуществом, что он является более экономичным и менее загрязняющим окружающую среду, чем способы предшествующего уровня техники. При этом выбросы CO2 снижаются, а состав охлаждающих смесей регулируется в непрерывном режиме в зависимости от изменений наружной температуры. Таким образом, способ по настоящему изобретению обеспечивает оптимизированный выход продукции независимо от наружной температуры и любых ее изменений. Состав охлаждающих смесей также можно регулировать в непрерывном режиме в зависимости от качества исходного природного газа. В заключение, в одном из вариантов осуществления настоящего изобретения сжиженный природный газ, используемый в качестве топлива, освобождают от азота в блоке удаления азота. Фракцию данного газа, обогащенную азотом, повторно вводят в по меньшей мере в одну охлаждающую смесь, минимизируя использование сторонней добавки азота.The method of liquefying natural gas of the present invention has the advantage that it is more economical and less polluting than the prior art methods. At the same time, CO2 emissions are reduced, and the composition of the cooling mixtures is continuously regulated depending on changes in the outside temperature. Thus, the method of the present invention provides an optimized yield regardless of the outside temperature and any changes thereof. The composition of the cooling mixtures can also be continuously controlled depending on the quality of the natural gas feed. In conclusion, in one embodiment of the present invention, liquefied natural gas used as fuel is freed of nitrogen in the nitrogen removal unit. The nitrogen-rich fraction of this gas is reintroduced into at least one cooling mixture, minimizing the use of a third-party nitrogen additive.

Изобретение может быть понято лучше, а его другие характеристики, детали и преимущества могут проявиться более ясно при прочтении следующего далее описания, ссылающегося на неограничительный пример и прилагаемые чертежи, на которых:The invention can be better understood, and its other characteristics, details and advantages may be more apparent when reading the following description, which refers to a non-limiting example and the accompanying drawings, in which:

- на фиг. 1 схематически представлен способ сжижения по настоящему изобретению;- in FIG. 1 schematically shows a liquefaction method of the present invention;

- на фиг. 2 схематически представлен вариант способа по настоящему изобретению;- in FIG. 2 schematically shows an embodiment of the method of the present invention;

- на фиг. 3 подробно представлен вариант способа по настоящему изобретению;- in FIG. 3 shows in detail a variant of the method of the present invention;

- на фиг. 4 подробно представлен способ сжижения согласно предшествующему уровню техники.- in FIG. 4 shows in detail a liquefaction method according to the prior art.

Одинаковые позиции на фиг. 1-4 обозначают одни и те же элементы.The same position in FIG. 1-4 denote the same elements.

Заявителем установлено, что возможно в реальном времени изменять в непрерывном режиме состав одной или нескольких охлаждающих смесей, используемых для сжижения природного газа, с целью поддержания постоянного значения и/или улучшения выхода продукции способа сжижения в случае, когда наружная температура быстро изменяется. Такое изменение состава осуществляют в реальном времени регулированием в непрерывном режиме состава одной или нескольких охлаждающих смесей, исходя по меньшей мере из одного компонента природного газа и/или по меньшей мере одной охлаждающей смеси, полученной после разделения природного газа и по меньшей мере одной охлаждающей смеси. Таким образом, по меньшей мере один компонент охлаждающей смеси циркулирует по замкнутому контуру в установке, включающей в себя по меньшей мере один контур охлаждения и систему разделения. Поддержание и/или оптимизация выхода продукции способа сжижения по настоящему изобретению происходит при уменьшении потерь исходного сырья.The applicant has found that it is possible in real time to continuously change the composition of one or more cooling mixtures used to liquefy natural gas in order to maintain a constant value and / or improve the yield of the liquefaction process when the outside temperature changes rapidly. Such a change in composition is carried out in real time by continuously controlling the composition of one or more cooling mixtures based on at least one component of natural gas and / or at least one cooling mixture obtained after separation of natural gas and at least one cooling mixture. Thus, at least one component of the cooling mixture circulates in a closed loop in an installation including at least one cooling circuit and a separation system. Maintaining and / or optimizing the yield of the liquefaction process of the present invention occurs while reducing the loss of feedstock.

Таким образом, по настоящему изобретению (см. фиг. 1) способ сжижения природного газа осуществляют на установке, включающей в себя систему разделения 2000 и по меньшей мере один закрытый контур охлаждения (I), в котором циркулирует охлаждающая смесь, которая может представлять собой смесь углеводородов и азота. Охлаждающая смесь циркулирует по замкнутому контуру охлаждения.Thus, according to the present invention (see FIG. 1), the natural gas liquefaction method is carried out in a plant including a separation system 2000 and at least one closed cooling circuit (I) in which a cooling mixture, which may be a mixture, is circulated hydrocarbons and nitrogen. The cooling mixture circulates in a closed cooling circuit.

Природный газ, циркулирующий по линии 10, и охлаждающая смесь, циркулирующая по линии 21, входят в теплообменник 1001 (потенциально представляющий собой один или несколько теплообменников) для прохождения через него прямотоком в параллельном направлении. Охлажденный природный газ выходит из теплообменника 1001 по линии 11. Охлажденный природный газ подают в систему разделения, описанную далее. Часть углеводородов C2+, содержащих по меньшей мере два атома углерода, отделяют от охлажденного природного газа, а природный газ, обогащенный метаном, подают в теплообменник 1001 по линии 12. Из теплообменника 1001 по линии 13 выходит охлажденный и сжиженный природный газ. Охлаждающую смесь, выходящую из теплообменника 1001, подают по линии 22 к вентилю 43 для расширения до определенного давления и затем испаряют в теплообменнике 1001 посредством теплообмена с природным газом. Испаренную охлаждающую смесь подают по линии 25 в компрессор 101 для сжатия. Сжатую охлаждающую смесь конденсируют в конденсаторе 102 посредством теплообмена с внешней охлаждающей текучей средой, например с водой или воздухом, а затем подают по линии 21 в теплообменник 1001. По настоящему изобретению часть потока охлаждающей смеси может быть отобрана из контура охлаждения (I) по линии 28 для подачи в систему разделения 2000 вместе с частью потока природного газа, циркулирующего по линии 11.Natural gas circulating along line 10 and the cooling mixture circulating along line 21 enter the heat exchanger 1001 (potentially representing one or more heat exchangers) for direct flow through it in a parallel direction. The cooled natural gas exits the heat exchanger 1001 via line 11. The cooled natural gas is supplied to the separation system described later. Part of the C2 + hydrocarbons containing at least two carbon atoms is separated from the cooled natural gas, and methane-rich natural gas is supplied to the heat exchanger 1001 via line 12. From the heat exchanger 1001, cooled and liquefied natural gas leaves line 13. The cooling mixture leaving the heat exchanger 1001 is supplied via line 22 to the valve 43 to expand to a certain pressure and then evaporated in the heat exchanger 1001 by heat exchange with natural gas. The evaporated cooling mixture is fed via line 25 to a compressor 101 for compression. The compressed coolant mixture is condensed in the condenser 102 by heat exchange with an external cooling fluid, for example water or air, and then fed via line 21 to the heat exchanger 1001. According to the present invention, a part of the flow of the cooling mixture can be taken from the cooling circuit (I) via line 28 for supply to the separation system 2000 together with part of the natural gas stream circulating through line 11.

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения сконденсированная охлаждающая смесь может быть направлена на хранение в устройство хранения 103 перед подачей в теплообменник 1001.In one embodiment of the present invention, the condensed coolant mixture may be stored in storage device 103 before being fed to heat exchanger 1001.

В другом варианте настоящего изобретения отобранная часть потока охлаждающей смеси может быть дополнительно охлаждена посредством теплообмена перед подачей в систему разделения. Отбираемая часть потока охлаждающей смеси может быть отобрана в любой точке контура охлаждения и подана в любую точку системы разделения. Наиболее приемлемые значения давления/температуры могут быть приняты специалистами в данной области техники по соображениям эффективности и минимизации капиталовложений.In another embodiment of the present invention, the selected portion of the flow of the cooling mixture may be further cooled by heat transfer before being fed to the separation system. The sampled part of the flow of the cooling mixture can be taken at any point in the cooling circuit and fed to anywhere in the separation system. The most acceptable pressure / temperature values can be adopted by those skilled in the art for reasons of efficiency and minimization of investment.

Система разделения позволяет индивидуально разделять компоненты природного газа и охлаждающей смеси. Затем по меньшей мере один из таких компонентов подают в контур охлаждения (I) для изменения состава охлаждающей смеси и поддержания постоянного выхода продукции при любых изменениях наружной температуры. Таким образом, в случае, когда природный газ и охлаждающая смесь представляют собой, например, смесь метана, этана и пропана, можно подавать метан по линии 17-2 и/или этан по линии 18-2 и линии 18-3 и/или пропан по линии 19-2 в любую точку контура охлаждения (I) по линии 20-1.The separation system allows you to individually separate the components of natural gas and the cooling mixture. Then, at least one of such components is supplied to the cooling circuit (I) to change the composition of the cooling mixture and maintain a constant yield when any changes in the outside temperature. Thus, in the case where the natural gas and the cooling mixture are, for example, a mixture of methane, ethane and propane, it is possible to supply methane through line 17-2 and / or ethane through line 18-2 and line 18-3 and / or propane on line 19-2 to any point in the cooling circuit (I) on line 20-1.

В одном из непредставленных вариантов реализации настоящего изобретения подачу по меньшей мере одного из компонентов осуществляют в предохранительные резервуары компрессоров с наиболее низким давлением. Избыток метана, этана и пропана может быть направлен в хранилища или на установки переработки по соответствующим линиям 17-1, 18-1 и 19-1.In one non-representative embodiment of the present invention, the supply of at least one of the components is carried out in the safety reservoirs of the compressors with the lowest pressure. An excess of methane, ethane and propane can be sent to storage facilities or to processing plants via the corresponding lines 17-1, 18-1 and 19-1.

В одном из вариантов осуществления способа по настоящему изобретению сжиженный природный газ, выходящий из основного блока теплообменников по линии 13, может быть подвергнут обработке по удалению азота или расширению, в результате которого продуцируется горючий газ в зависимости от содержания азота в исходном природном газе. Сжиженный природный газ подают по линии 13 в колонну удаления азота или в систему 1003, состоящую из одного или нескольких устройств мгновенного испарения. Продукт, выходящий по линии 50, представляет собой конечный сжиженный природный газ, обедненный азотом; фракцию природного газа, богатую азотом, компримируют и получают топливный газ (линия 51-1). По настоящему изобретению часть фракции, богатой азотом, подают по линии 51-2 и линии 20-2 в любую точку охлаждающего контура (I), в котором циркулирует охлаждающая смесь. Наиболее приемлемые значения давления/температуры могут быть приняты специалистами в данной области техники по соображениям эффективности и минимизации капиталовложений.In one embodiment of the method of the present invention, the liquefied natural gas exiting the main heat exchanger unit via line 13 may be subjected to nitrogen removal or expansion treatment, resulting in the production of combustible gas depending on the nitrogen content of the source natural gas. Liquefied natural gas is supplied via line 13 to a nitrogen removal column or to a system 1003 consisting of one or more flash units. The product leaving line 50 is the final liquefied natural gas depleted in nitrogen; the nitrogen-rich natural gas fraction is compressed and fuel gas is obtained (line 51-1). According to the present invention, a portion of the nitrogen rich fraction is supplied via line 51-2 and line 20-2 to any point of the cooling circuit (I) at which the cooling mixture circulates. The most acceptable pressure / temperature values can be adopted by those skilled in the art for reasons of efficiency and minimization of investment.

В другом варианте способа по настоящему изобретению природный газ, циркулирующий по линии 11, может быть предварительно охлажден в теплообменнике 1001 перед его подачей в систему разделения.In another embodiment of the method of the present invention, the natural gas circulating through line 11 may be pre-cooled in the heat exchanger 1001 before being fed to the separation system.

На фиг. 2 и 3 представлены другие варианты осуществления способа сжижения природного газа по настоящему изобретению. В данных вариантах осуществления способа используют первый закрытый контур охлаждения, обозначенный штрих-пунктирной линией и позицией (I), второй закрытый контур, обозначенный позицией (II), и систему разделения (2000), в которой отделяют по меньшей мере один компонент природного газа и по меньшей мере одной охлаждающей смеси. Затем один или несколько компонентов возвращают в первый контур охлаждения (I) и/или во второй контур охлаждения (II) для изменения состава одной или нескольких охлаждающих смесей.In FIG. 2 and 3 show other embodiments of a method for liquefying natural gas of the present invention. In these embodiments of the method, a first closed cooling circuit, indicated by a dashed line and (I), a second closed circuit, indicated by (II), and a separation system (2000) in which at least one natural gas component is separated and at least one cooling mixture. Then, one or more components are returned to the first cooling circuit (I) and / or to the second cooling circuit (II) to change the composition of one or more cooling mixtures.

В первом контуре охлаждения (I) используют первую охлаждающую смесь, обозначаемую далее MR1, которая может представлять собой смесь углеводородов, такую, как смесь этана и пропана, но также может содержать метан и/или бутан. Содержание компонентов смеси MR1 в молярных процентах может составлять:The first cooling circuit (I) uses a first cooling mixture, hereinafter referred to as MR1, which may be a mixture of hydrocarbons, such as a mixture of ethane and propane, but may also contain methane and / or butane. The content of the components of the mixture MR1 in molar percent can be:

- метан: 0-5%;- methane: 0-5%;

- этан: 30-70%;- ethane: 30-70%;

- пропан: 30-70%;- propane: 30-70%;

- бутан: 0-20%.- butane: 0-20%.

Сумма молярных процентов компонентов MR1 равна 100%.The sum of the molar percent of the components of MR1 is 100%.

Во втором контуре охлаждения (II) используют вторую охлаждающую смесь, обозначаемую далее MR2, которая может представлять собой, например, смесь углеводородов и азота, такую, как смесь метана, этана, пропана и азота, но также может содержать бутан. Содержание компонентов смеси MR2 в молярных процентах может составлять:The second cooling circuit (II) uses a second cooling mixture, hereinafter referred to as MR2, which may be, for example, a mixture of hydrocarbons and nitrogen, such as a mixture of methane, ethane, propane and nitrogen, but may also contain butane. The content of the components of the mixture MR2 in molar percent can be:

- азот: 0-12%;- nitrogen: 0-12%;

- метан: 20-80%;- methane: 20-80%;

- этан: 20-80%;- ethane: 20-80%;

- пропан: 0-10%;- propane: 0-10%;

- бутан: 0-5%.- butane: 0-5%.

Сумма молярных процентов компонентов смеси MR2 равна 100 %.The sum of the molar percent of the components of the MR2 mixture is 100%.

В настоящем изобретении под выражением "тяжелая охлаждающая смесь" понимают охлаждающую смесь, в которой содержание тяжелых компонентов (таких, как этан, пропан и бутан) превышает содержание легких компонентов (таких, как метан).In the present invention, the term “heavy cooling mixture” means a cooling mixture in which the content of heavy components (such as ethane, propane and butane) exceeds the content of light components (such as methane).

Под выражением "легкая охлаждающая смесь" понимают охлаждающую смесь, в которой содержание тяжелых компонентов (таких, как этан, пропан и бутан) меньше содержания легких компонентов (таких, как метан и азот).By the term “light cooling mixture” is meant a cooling mixture in which the content of heavy components (such as ethane, propane and butane) is less than the content of light components (such as methane and nitrogen).

Таким образом, первую охлаждающую смесь MR1 называют тяжелой охлаждающей смесью в противоположность второй охлаждающей смеси MR2, называемой легкой охлаждающей смесью.Thus, the first cooling mixture MR1 is called heavy cooling mixture as opposed to the second cooling mixture MR2 called light cooling mixture.

В настоящем изобретении под выражением "утяжелять" понимают изменение состава охлаждающей смеси путем изменения концентрации одного или нескольких ее компонентов для повышения температуры кипения охлаждающей смеси. Разумеется, повышение температуры кипения измеряют при заданном или постоянном давлении.In the present invention, the term “weight” means a change in the composition of the cooling mixture by changing the concentration of one or more of its components to increase the boiling point of the cooling mixture. Of course, the increase in boiling point is measured at a given or constant pressure.

В настоящем изобретении под выражением "облегчать" понимают изменение состава охлаждающей смеси путем изменения концентрации одного или нескольких ее компонентов для понижения температуры кипения охлаждающей смеси. Разумеется, понижение температуры кипения измеряют при заданном или постоянном давлении.In the present invention, the term “facilitate” means a change in the composition of the cooling mixture by changing the concentration of one or more of its components to lower the boiling point of the cooling mixture. Of course, the decrease in boiling point is measured at a given or constant pressure.

Таким образом, по настоящему изобретению (см. фиг. 2 и 3) природный газ поступает по линии 10 при давлении в интервале от 4 до 7 МПа и при температуре в интервале от 0 до 60°C. Природный газ, циркулирующий по линии 10, тяжелая охлаждающая смесь MR1, циркулирующая по линии 21, и легкая охлаждающая смесь MR2, циркулирующая по линии 31, входят в теплообменник 1001 (потенциально представляющий собой один или несколько теплообменников 1001-1, 1001-2, 1001-3 и в данном случае обозначаемый как блок теплообменников) для прохождения через него прямотоком в параллельном направлении. Охлажденный природный газ выходит из теплообменника 1001 по линии 11 при температуре, которая может находиться в интервале от 20 до -70°C. Охлажденный природный газ подают в систему разделения (2000). Функционирование системы разделения описано далее. Вторую охлаждающую смесь MR2, поступающую по линии 31 в теплообменник 1001, удаляют по линии 32 в полностью сконденсированном состоянии и предпочтительно дополнительно охлаждают до температуры, которая может находиться в интервале от -30 до -70°C.Thus, according to the present invention (see FIGS. 2 and 3), natural gas flows through line 10 at a pressure in the range from 4 to 7 MPa and at a temperature in the range from 0 to 60 ° C. Natural gas circulating through line 10, the heavy cooling mixture MR1 circulating along line 21, and the light cooling mixture MR2 circulating along line 31 enter the heat exchanger 1001 (potentially representing one or more heat exchangers 1001-1, 1001-2, 1001 -3 and in this case designated as a block of heat exchangers) for passing through it in a direct flow in a parallel direction. Cooled natural gas exits heat exchanger 1001 via line 11 at a temperature that can range from 20 to -70 ° C. Cooled natural gas is fed to a separation system (2000). The operation of the separation system is described below. The second cooling mixture MR2 entering line 31 to the heat exchanger 1001 is removed via line 32 in a fully condensed state and is preferably further cooled to a temperature that can range from -30 to -70 ° C.

Из теплообменника 1001 или блока теплообменников (1001-1, 1001-2, 1001-3) последовательно отбирают от одной до трех частей потока первой охлаждающей смеси MR1 в жидком виде. Например, соответственно фиг. 3 поток MR1, выходящий из теплообменника 1001-1, разделяют на две части, одну часть подают по линии 24 к вентилю 41, а другую часть по линии 29 подают в теплообменник 1001-2. Поток MR1, выходящий из теплообменника 1001-2, разделяют на две части, одну часть подают по линии 23 к вентилю 42, а другую часть по линии 30 подают в теплообменник 1001-3. Поток MR1, выходящий из теплообменника 1001-3, подают по линии 22 к вентилю 43. Части потока MR1 соответственно расширяют в дроссельных вентилях 41, 42, 43 при трех разных значениях давления и затем испаряют соответственно в теплообменниках 1001-1, 1001-2, 1001-3 посредством теплообмена с природным газом, второй охлаждающей смесью MR2 и частью первой охлаждающей смеси MR1. Три испаренные части подают по линиям 27, 26 и 25 в компрессор 101 для сжатия. Сжатую первую охлаждающую смесь MR1 конденсируют в конденсаторе 102 посредством теплообмена с внешней охлаждающей текучей средой, например с водой или воздухом. Затем поток MR1 подают в устройство для хранения, такое, как приемный сосуд 103.From a heat exchanger 1001 or a block of heat exchangers (1001-1, 1001-2, 1001-3), one to three parts of the first cooling mixture stream MR1 in liquid form are sequentially taken. For example, respectively FIG. 3, the flow MR1 exiting the heat exchanger 1001-1 is divided into two parts, one part is fed through line 24 to the valve 41, and the other part is fed through line 29 to the heat exchanger 1001-2. The flow MR1 exiting the heat exchanger 1001-2 is divided into two parts, one part is fed via line 23 to the valve 42, and the other part is fed through line 30 to the heat exchanger 1001-3. The flow MR1 exiting the heat exchanger 1001-3 is supplied via line 22 to valve 43. Parts of the flow MR1 are respectively expanded in throttle valves 41, 42, 43 at three different pressure values and then evaporated respectively in heat exchangers 1001-1, 1001-2, 1001-3 by heat exchange with natural gas, a second cooling mixture MR2 and part of the first cooling mixture MR1. Three vaporized parts are fed through lines 27, 26 and 25 to compressor 101 for compression. The compressed first cooling mixture MR1 is condensed in the condenser 102 by heat exchange with an external cooling fluid, for example, water or air. The MR1 stream is then fed to a storage device, such as a receiving vessel 103.

Способ по настоящему изобретению схематически показан на фиг. 2 с теплообменником (1001), а на фиг. 3 с блоком теплообменников, состоящим из трех теплообменников (1001-1, 1001-2 и 1001-3), и разделением потока тяжелой охлаждающей смеси MR1 на одну или три части. Настоящее изобретение не ограничивается двумя данными вариантами. С позиции оптимизации теплового баланса установки вполне очевидно, что данные схемы могут быть адаптированы специалистами в данной области техники к работе с одним, двумя, тремя или четырьмя теплообменниками и с одной, двумя, тремя или четырьмя частями потока MR1, расширенными при разных значениях давления.The method of the present invention is shown schematically in FIG. 2 with a heat exchanger (1001), and in FIG. 3 with a heat exchanger unit consisting of three heat exchangers (1001-1, 1001-2 and 1001-3), and dividing the flow of the heavy cooling mixture MR1 into one or three parts. The present invention is not limited to these two options. From the perspective of optimizing the heat balance of the installation, it is quite obvious that these schemes can be adapted by specialists in this field of technology to work with one, two, three, or four heat exchangers and with one, two, three, or four parts of the MR1 stream expanded at different pressure values.

После прохождения приемного сосуда 103 тяжелую охлаждающую смесь MR1 при необходимости дополнительно охлаждают на несколько градусов (от 2 до 10°C) в теплообменнике 104 (показанном на фиг. 3) с целью гарантирования того, что охлаждающая смесь MR1 входит в теплообменник 1001 или блок теплообменников полностью в виде жидкости. Данный факультативный этап позволяет оптимизировать распределение потока MR1 по различным потокам одного или нескольких теплообменников.After passing through the receiving vessel 103, the heavy cooling mixture MR1, if necessary, is further cooled by several degrees (2 to 10 ° C) in the heat exchanger 104 (shown in FIG. 3) to ensure that the cooling mixture MR1 enters the heat exchanger 1001 or the heat exchanger unit completely in the form of a liquid. This optional step allows you to optimize the distribution of the flow MR1 among the various flows of one or more heat exchangers.

После охлаждения в теплообменнике 1001 или блоке теплообменников 1001-1, 1001-2 и 1001-3 природный газ отводят по линии 11 для фракционирования. Часть углеводородов C2+, содержащих по меньшей мере два атома углерода, отделяют от природного газа в системе разделения (2000), известной специалистам в данной области техники. Природный газ, обогащенный метаном, подают в блок теплообменников 1002 по линии 12.After cooling in a heat exchanger 1001 or a block of heat exchangers 1001-1, 1001-2 and 1001-3, natural gas is removed through line 11 for fractionation. A portion of C2 + hydrocarbons containing at least two carbon atoms is separated from natural gas in a separation system (2000) known to those skilled in the art. Methane enriched natural gas is supplied to heat exchanger unit 1002 via line 12.

Легкая охлаждающая смесь MR2 поступает в блок 1002 по линии 32 и проходит прямотоком в параллельном направлении с природным газом, обогащенным метаном и идущим по линии 12. Легкая охлаждающая смесь MR2, выходящая из теплообменника 1002 по линии 33, расширяется в клапане 44. Следует отметить, что перед клапаном 44 или вместо него можно применять жидкостную турбину. Расширенную легкую охлаждающую смесь MR2, выходящую из клапана 44, подают в противоточный теплообменник 1002 для испарения с охлаждением и сжижением в противотоке природного газа и с охлаждением в противотоке легкой охлаждающей смеси MR2. Дополнительно охлажденный и сжиженный природный газ выводят из теплообменника 1002 по линии 13 и подают в блок удаления азота 1003. После выхода из теплообменника 1002 испаренную легкую охлаждающую смесь MR2 подают по линии 34 в компрессор 202 и затем охлаждают в теплообменнике 203 посредством теплообмена с внешней охлаждающей текучей средой, например с водой или воздухом. Давление легкой охлаждающей смеси MR2 на выходе из компрессора 202 может находиться в интервале от 2 до 7 МПа. В случае необходимости охлаждающая смесь MR2 может быть отведена от компрессора 202 для охлаждения в теплообменнике 204, а затем снова подана по линии 35 в компрессор 202 для компримирования. Такая возможность показана на фиг. 3.The light cooling mixture MR2 enters block 1002 via line 32 and flows in a parallel flow in parallel with natural gas enriched in methane and goes along line 12. The light cooling mixture MR2 exiting heat exchanger 1002 through line 33 expands in valve 44. It should be noted that a liquid turbine can be used in front of or instead of valve 44. The expanded light cooling mixture MR2 exiting valve 44 is supplied to a counterflow heat exchanger 1002 for evaporation, cooling and liquefying in a countercurrent of natural gas and cooling in counterflow of a light cooling mixture MR2. Additionally, the cooled and liquefied natural gas is removed from the heat exchanger 1002 via line 13 and fed to the nitrogen removal unit 1003. After exiting the heat exchanger 1002, the vaporized light cooling mixture MR2 is fed via line 34 to the compressor 202 and then cooled in the heat exchanger 203 by heat exchange with an external cooling fluid environment, for example with water or air. The pressure of the light cooling mixture MR2 at the outlet of the compressor 202 may be in the range from 2 to 7 MPa. If necessary, the cooling mixture MR2 can be withdrawn from the compressor 202 for cooling in the heat exchanger 204, and then again fed through line 35 to the compressor 202 for compression. Such a possibility is shown in FIG. 3.

По способу, представленному на фиг. 2 и 3, легкую охлаждающую смесь MR2 не разделяют на отдельные фракции, но для оптимизации теплового баланса теплообменника 1002 легкая охлаждающая смесь MR2 также может быть разделена на две или три фракции, причем каждую фракцию расширяют до разных значений давления, а затем подают в разные ступени компрессора 202. В одном из вариантов осуществления элемент 202 может состоять из нескольких компрессоров, соединенных последовательно или параллельно.By the method shown in FIG. 2 and 3, the MR2 light cooling mixture is not divided into separate fractions, but to optimize the heat balance of the heat exchanger 1002, the MR2 light cooling mixture can also be divided into two or three fractions, each fraction being expanded to different pressure values and then fed to different stages compressor 202. In one embodiment, element 202 may consist of several compressors connected in series or in parallel.

В одном из вариантов осуществления способа по настоящему изобретению сжиженный природный газ, выходящий из основного блока теплообменников, может быть подвергнут в зависимости от содержания азота в исходном природном газе обработке по удалению азота или расширению, в результате чего продуцируется горючий газ. Сжиженный природный газ подают по линии 13 в колонну удаления азота или в систему 1003, состоящую из одного или нескольких устройств мгновенного испарения. Продукт, выходящий по линии 50, представляет собой конечный сжиженный природный газ, обедненный азотом; фракцию природного газа, богатую азотом, сжимают и получают топливный газ (линия 51-1). По настоящему изобретению часть фракции, богатой азотом, подают по линии 51-2 и линии 20-2 в любую точку второго охлаждающего контура, в котором циркулирует вторая охлаждающая смесь MR2. При этом наиболее приемлемые значения давления/температуры могут быть приняты специалистами в данной области техники по соображениям эффективности и минимизации капиталовложений. По способу, представленному неограничительным образом на фиг. 3, подачу азотсодержащей фракции осуществляют в предохранительный резервуар промежуточной ступени компрессора 202.In one embodiment of the method of the present invention, the liquefied natural gas exiting the main heat exchanger unit may be subjected to nitrogen removal or expansion treatment depending on the nitrogen content of the source natural gas, resulting in the production of combustible gas. Liquefied natural gas is supplied via line 13 to a nitrogen removal column or to a system 1003 consisting of one or more flash units. The product leaving line 50 is the final liquefied natural gas depleted in nitrogen; the nitrogen-rich natural gas fraction is compressed and fuel gas is obtained (line 51-1). According to the present invention, a portion of the nitrogen rich fraction is supplied via line 51-2 and line 20-2 to any point in the second cooling circuit in which the second cooling mixture MR2 circulates. In this case, the most acceptable values of pressure / temperature can be adopted by specialists in this field of technology for reasons of efficiency and minimize investment. By the method presented in a non-limiting manner in FIG. 3, the supply of the nitrogen-containing fraction is carried out in the safety tank of the intermediate stage of the compressor 202.

В способе по настоящему изобретению система разделения 2000 обеспечивает разделение компонентов природного газа и/или компонентов первой охлаждающей смеси MR1, и/или компонентов второй охлаждающей смеси MR2. По соображениям упрощения описания системы разделения, представленной на фиг. 3, можно считать, что природный газ, входящий в систему по линии 11, не содержит компоненты тяжелее пропана. Система разделения, представленная на фиг. 2 и 3, представляет собой устройство фракционирования, которое включает в себя колонну разделения 2000-1, деметанизатор 2000-2, деэтанизатор 2000-3 и отточный сосуд 2000-4. Специалисты в данной области техники могут адаптировать данную схему в зависимости от состава природного газа и первой смеси MR1 и/или второй смеси MR2. Например, можно добавить дебутанизатор, если природный газ содержит бутан. Устройство и схема фракционирования, описанные далее, приведены в качестве неограничительного примера. По настоящему изобретению могут быть использованы любые система и способ разделения, известные специалистам в данной области техники.In the method of the present invention, a separation system 2000 provides separation of natural gas components and / or components of the first cooling mixture MR1 and / or components of the second cooling mixture MR2. For reasons of simplification of the description of the separation system shown in FIG. 3, we can assume that the natural gas entering the system through line 11 does not contain components heavier than propane. The separation system shown in FIG. 2 and 3, is a fractionation device that includes a separation column 2000-1, a demethanizer 2000-2, a deethanizer 2000-3, and a grinding vessel 2000-4. Specialists in the art can adapt this scheme depending on the composition of natural gas and the first mixture of MR1 and / or the second mixture of MR2. For example, you can add a debutanizer if the natural gas contains butane. The apparatus and fractionation scheme described below are given as a non-restrictive example. According to the present invention, any separation system and method known to those skilled in the art can be used.

Частично дополнительно охлажденный природный газ подают в колонну 2000-1, в которой его разделяют на головную фракцию, представляющую собой природный газ, обогащенный метаном, и хвостовую фракцию, представляющую собой природный газ, обогащенный этаном и соединениями тяжелее этана. Головную фракцию подают по линии 11-1 в теплообменник 1001 или блок теплообменников 1001-1, 1001-2 и 1001-3. Обогащенный метаном природный газ, охлажденный и частично сжиженный таким образом, подают по линии 11-2 в отточный сосуд 2000-4. Хвостовую фракцию, обогащенную этаном и соединениями тяжелее этана, подают по линии 14 в деметанизатор 2002-2.Partially further chilled natural gas is fed to a column 2000-1, in which it is separated into a head fraction, which is natural gas enriched in methane, and a tail fraction, which is natural gas, enriched in ethane and compounds heavier than ethane. The head fraction is fed through line 11-1 to a heat exchanger 1001 or a block of heat exchangers 1001-1, 1001-2 and 1001-3. Natural gas enriched in methane, cooled and partially liquefied in this way, is fed via line 11-2 to the effluent vessel 2000-4. The tail fraction enriched in ethane and compounds heavier than ethane is fed via line 14 to the demethanizer 2002-2.

Отточный сосуд 2000-4 позволяет разделять жидкую фракцию (более богатую метаном) и паровую фракцию (более богатую азотом). Газовую фракцию подают по линии 12 в теплообменник 1002 второго охлаждающего контура для сжижения. Часть жидкой фракции подают из нижней части сосуда 2000-4 по линии 15a в колонну разделения 2000-1 в качестве оттока. Другую часть жидкой фракции подают в качестве оттока по линии 15b в деметанизатор 2000-2.The grinding vessel 2000-4 allows the separation of the liquid fraction (richer in methane) and the vapor fraction (richer in nitrogen). The gas fraction is fed via line 12 to the heat exchanger 1002 of the second cooling circuit for liquefaction. A portion of the liquid fraction is supplied from the bottom of the vessel 2000-4 through line 15a to the separation column 2000-1 as an outflow. The other part of the liquid fraction is fed as an outflow through line 15b to the demethanizer 2000-2.

Из верхней части деметанизатора первую часть метана отводят по линии 17-1 и при необходимости подают по данной линии на установку переработки. Вторая часть метана может быть подана по линии 17b в теплообменник 1002 для сжижения. Дополнительно охлажденный метан подают по линии 17c в устройство хранения, при необходимости в смеси с сжиженным природным газом, или на переработку. По настоящему изобретению третья часть метана может быть подана по линии 17-2 и затем по линии 20-2 во второй охлаждающий контур (II), в котором циркулирует охлаждающая смесь MR2. Данная стадия позволяет изменять ее состав за счет изменения в ней концентрации метана.From the upper part of the demethanizer, the first part of methane is withdrawn via line 17-1 and, if necessary, is fed through this line to the processing unit. A second portion of methane may be fed via line 17b to the heat exchanger 1002 for liquefaction. Additionally, the cooled methane is fed via line 17c to a storage device, optionally mixed with liquefied natural gas, or for processing. According to the present invention, the third part of methane can be fed via line 17-2 and then through line 20-2 to a second cooling circuit (II), in which the cooling mixture MR2 circulates. This stage allows you to change its composition by changing the concentration of methane in it.

Хвостовую фракцию деметанизатора 2000-2 подают по линии 16 в деэтанизатор. Головную фракцию деэтанизатора, содержащую в основном этан, подают при необходимости по линии 18-1 в устройство хранения и/или переработки. По настоящему изобретению часть этана может быть подана по линии 18-2 и линии 20-2 во второй охлаждающий контур (II), в котором циркулирует вторая охлаждающая смесь MR2. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения часть этана также может быть подана по линии 18-3 и линии 20-1 в первый охлаждающий контур (I), в котором циркулирует охлаждающая смесь MR1. Данные стадии позволяют соответственно утяжелять смесь MR2 и/или облегчать смесь MR1 за счет изменения в них концентрации этана.The tail fraction of the demethanizer 2000-2 is fed via line 16 to the deethanizer. The head fraction of the deethanizer, containing mainly ethane, is supplied, if necessary, via line 18-1 to the storage and / or processing device. According to the present invention, a part of ethane can be fed via line 18-2 and line 20-2 to the second cooling circuit (II), in which the second cooling mixture MR2 circulates. In one embodiment of the present invention, a portion of ethane may also be fed via line 18-3 and line 20-1 to a first cooling circuit (I) in which the cooling mixture MR1 circulates. These stages allow, respectively, to increase the weight of the MR2 mixture and / or to facilitate the MR1 mixture by changing the ethane concentration in them.

Головную фракцию деэтанизатора, содержащую в основном пропан, подают при необходимости по линии 19-1 в устройство хранения и/или переработки. По настоящему изобретению часть пропана может быть подана по линиям 19-2 и 20-1 в первый охлаждающий контур (I), в котором циркулирует первая охлаждающая смесь MR1. Данная стадия позволяет утяжелять состав первой охлаждающей смеси MR1 за счет изменения в ней концентрации пропана.The head fraction of the deethanizer, containing mainly propane, is fed, if necessary, via line 19-1 to the storage and / or processing device. According to the present invention, a portion of propane can be fed via lines 19-2 and 20-1 to a first cooling circuit (I) in which a first cooling mixture MR1 circulates. This stage allows you to weight the composition of the first cooling mixture MR1 due to changes in its concentration of propane.

По настоящему изобретению (см. фиг. 2 и 3) часть тяжелой охлаждающей смеси MR1 может быть отобрана из первого контура охлаждения (I) по линии 28 и/или часть легкой охлаждающей смеси MR2 отбирают из второго контура охлаждения (II) по линии 36 для подачи их в устройство фракционирования 2000 вместе с природным газом, циркулирующим по линии 11. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения часть отобранной тяжелой охлаждающей смеси MR1 может быть дополнительно охлаждена посредством теплообмена перед подачей в устройство фракционирования. Части, отбираемые от тяжелой MR1 и/или легкой MR2 охлаждающих смесей, могут быть отобраны в любой точке контуров охлаждения и поданы в любую точку установки фракционирования соответственно показанному на фиг. 2. При этом наиболее приемлемые значения давления/температуры могут быть приняты специалистами в данной области техники по соображениям эффективности и минимизации капиталовложений. По способу, представленному неограничительным образом на фиг. 3, часть тяжелой охлаждающей смеси MR1 подают из жидкой фазы приемного сосуда 103 в деэтанизатор (колонна 2000-3); часть легкой охлаждающей смеси MR2 после выхода из блока теплообменников 1001 подают в деметанизатор (колонна 2000-2).According to the present invention (see FIGS. 2 and 3), part of the heavy cooling mixture MR1 can be taken from the first cooling circuit (I) along line 28 and / or a part of the light cooling mixture MR2 can be taken from the second cooling circuit (II) along line 36 for supplying them to fractionation device 2000 together with natural gas circulating along line 11. In one embodiment of the present invention, part of the selected heavy cooling mixture MR1 can be further cooled by heat transfer before being fed to fractionation device. Parts taken from the heavy MR1 and / or light MR2 cooling mixtures can be taken at any point in the cooling circuits and fed to any point in the fractionation unit, as shown in FIG. 2. In this case, the most acceptable values of pressure / temperature can be adopted by specialists in this field of technology for reasons of efficiency and minimize investment. By the method presented in a non-limiting manner in FIG. 3, a portion of the heavy cooling mixture MR1 is supplied from the liquid phase of the receiving vessel 103 to a deethanizer (column 2000-3); part of the light cooling mixture MR2 after leaving the heat exchanger unit 1001 is fed to a demethanizer (column 2000-2).

Метан по линии 17-2, этан по линии 18-2 и линии 18-3 и пропан по линии 19-2, разделенные в устройстве фракционирования 2000, подают в циклы (или контуры) тяжелой охлаждающей смеси MR1 по линии 20-1 и/или легкой охлаждающей смеси MR2 по линии 20-2 в любую точку охлаждающих контуров (I) и (II) соответственно показанному на фиг. 2. При этом наиболее приемлемые значения давления/температуры могут быть приняты специалистами в данной области техники по соображениям эффективности и минимизации капиталовложений. По способу, представленному неограничительным образом на фиг. 3, подачу осуществляют в предохранительные резервуары компрессоров с наиболее низким давлением. Избыток метана, этана и пропана может быть подан в хранилища или на установки переработки по соответствующим линиям 17-1, 18-1 и 19-1, как и на предшествующем уровне техники.Methane on line 17-2, ethane on line 18-2 and line 18-3, and propane on line 19-2, separated in a fractionation device 2000, are fed into the cycles (or circuits) of the heavy cooling mixture MR1 on line 20-1 and / or MR2 light cooling mixture along line 20-2 to any point in the cooling circuits (I) and (II) respectively shown in FIG. 2. In this case, the most acceptable values of pressure / temperature can be adopted by specialists in this field of technology for reasons of efficiency and minimize investment. By the method presented in a non-limiting manner in FIG. 3, the supply is carried out in the safety tanks of the compressors with the lowest pressure. An excess of methane, ethane and propane can be fed to storage facilities or to processing plants via the corresponding lines 17-1, 18-1 and 19-1, as in the prior art.

Вариант осуществления настоящего изобретения, представленный на фиг. 3, состоит в отборе части тяжелой охлаждающей смеси MR1 из приемного сосуда насосом 110 для подачи в систему разделения 2000 в деэтанизатор (колонна 2000-3). Данный вариант позволяет использовать настоящее изобретение при пуске, что позволяет одновременно избегать потерь этана или СНГ (GPL) при сжигании в факеле и ускорять процедуру пуска, в оптимальных условиях установки режима охлаждения для теплообменников.The embodiment of the present invention shown in FIG. 3, consists of taking part of the heavy cooling mixture MR1 from the receiving vessel with a pump 110 for feeding into the separation system 2000 into a deethanizer (column 2000-3). This option allows you to use the present invention during startup, which allows you to simultaneously avoid the loss of ethane or LPG (GPL) during flaring and to accelerate the start-up procedure, under optimal conditions for setting the cooling mode for heat exchangers.

Датчики наружной температуры, клапаны на разных линиях и средства автоматического управления такими клапанами в зависимости от наружной температуры располагают в совокупности охлаждающих контуров и в системе разделения таким образом, чтобы изменение состава одной или нескольких охлаждающих смесей происходило бы автоматически в зависимости от изменения наружной температуры. Данными датчиками, клапанами и средствами управления управляют посредством компьютера и программы. Таким образом, оптимизация охлаждающих смесей может быть осуществлена в автоматизированном режиме посредством программы опережающего регулирования.Outside temperature sensors, valves on different lines and automatic control devices for such valves, depending on the outside temperature, are located in the aggregate of cooling circuits and in the separation system so that a change in the composition of one or more cooling mixtures occurs automatically depending on the change in outside temperature. These sensors, valves and controls are controlled by a computer and program. Thus, the optimization of cooling mixtures can be carried out in an automated mode by means of an advanced control program.

Более конкретно, посредством датчиков температуры измеряют температуру окружающей среды в зависимости от времени для обнаружения повышения или понижения температуры окружающей среды. При обнаружении повышения температуры окружающей среды отбирают часть охлаждающей смеси для ее замены более тяжелой частью с целью повышения температуры кипения охлаждающей смеси. При обнаружении понижения температуры окружающей среды отбирают часть охлаждающей смеси для ее замены более легкой частью с целью понижения температуры кипения охлаждающей смеси.More specifically, ambient temperature is measured by temperature sensors as a function of time to detect an increase or decrease in ambient temperature. If an increase in ambient temperature is detected, a part of the cooling mixture is taken to replace it with a heavier part in order to increase the boiling point of the cooling mixture. If a decrease in ambient temperature is detected, a part of the cooling mixture is taken to replace it with a lighter part in order to lower the boiling point of the cooling mixture.

ПРИМЕРEXAMPLE

Способы по настоящему изобретению, описанные на фиг. 2 и 3, пояснены приведенным далее числовым примером.The methods of the present invention described in FIG. 2 and 3 are explained by the following numerical example.

Данный пример позволяет оценить преимущество, обеспечиваемое способом, представленным на фиг. 3 (по настоящему изобретению), по сравнению со способом, представленным на фиг. 4 (согласно предшествующему уровню техники).This example allows to evaluate the advantage provided by the method presented in FIG. 3 (of the present invention), compared with the method shown in FIG. 4 (according to the prior art).

Природный газ поступает по линии 10 при давлении 6,6 МПа и температуре 10°C с расходом 9007 м3·ч-1. Данный газ имеет следующий состав в молярных процентах: азот: 1,8%; метан: 93,3%; этан: 3,3%; пропан: 1,2%; смесь изобутана и н-бутана: 0,4%.Natural gas enters line 10 at a pressure of 6.6 MPa and a temperature of 10 ° C with a flow rate of 9007 m3 · h-1. This gas has the following composition in molar percent: nitrogen: 1.8%; methane: 93.3%; ethane: 3.3%; propane: 1.2%; mixture of isobutane and n-butane: 0.4%.

Охлаждение охлаждающих смесей после их сжатия осуществляют воздухом, температура которого составляет 30°C в ночное время и 40°C в дневное время.The cooling mixtures after their compression are cooled by air, the temperature of which is 30 ° C at night and 40 ° C in the daytime.

В контурах циркулирует 160 тонн тяжелой охлаждающей смеси MR1 и 50 тонн легкой охлаждающей смеси MR2. В деэтанизатор 2003 поступает 10,9 т/ч смеси "этан/пропан". В деметанизатор 2001 поступает 16,2 т/ч смеси "этан/пропан".160 tons of heavy cooling mixture MR1 and 50 tons of light cooling mixture MR2 circulate in the circuits. The deethanizer 2003 receives 10.9 t / h of ethane / propane mixture. In the demethanizer 2001, 16.2 t / h of ethane / propane mixture are supplied.

Способ, представленный на фиг. 4 (не соответствует настоящему изобретению)The method shown in FIG. 4 (not in accordance with the present invention)

По способу предшествующего уровня техники, описанному на фиг. 4, природный газ, поступающий по линии 10, первая охлаждающая смесь MR1, циркулирующая по линии 21, и вторая охлаждающая смесь, циркулирующая по линии 31, входят в теплообменник 1001 (потенциально представляющий собой один или несколько теплообменников 1001-1, 1001-2 и 1001-3; см. фиг. 4) для прохождения через него прямотоком в параллельном направлении. Природный газ выходит из теплообменника 1001 по линии 11 и поступает в устройство фракционирования 2000, в котором извлекают углеводороды, образующие сжиженный нефтяной газ. Этан и сжиженный нефтяной газ (СНГ), то есть пропан и бутан, подают на установки переработки или в устройства хранения по линиям 17a, 18a и 19a соответственно. Природный газ, обогащенный метаном, выходит из установки фракционирования по линии 12 и поступает в теплообменник 1002 (потенциально представляющий собой один или несколько теплообменников) для сжижения. Вторая охлаждающая смесь MR2 выходит по линии 32 из теплообменника 1001 в полностью сконденсированном и предпочтительно дополнительно охлажденном до температуры в интервале от -30 до -70°C состоянии. Вторая охлаждающая смесь, поступающая в теплообменник 1002, проходит прямотоком в параллельном направлении с природным газом, обогащенным метаном. Вторая охлаждающая смесь, выходящая из теплообменника 1002 по линии 33, расширяется в клапане 44 и затем поступает противотоком для испарения в холодильнике в противотоке с природным газом, обогащенным метаном, и второй охлаждающей смесью. Дополнительно охлажденный и сжиженный природный газ отводят по линии 13 в блок удаления азота 1003, из которого выходят по линии 50 сжиженный природный газ, освобожденный от азота, и по линии 51 горючий газ, богатый азотом.According to the prior art method described in FIG. 4, the natural gas flowing through line 10, the first cooling mixture MR1 circulating along line 21, and the second cooling mixture circulating along line 31 enter the heat exchanger 1001 (potentially representing one or more heat exchangers 1001-1, 1001-2 and 1001-3; see Fig. 4) for direct flow through it in a parallel direction. Natural gas exits the heat exchanger 1001 via line 11 and enters a fractionation device 2000, in which hydrocarbons that produce liquefied petroleum gas are recovered. Ethane and liquefied petroleum gas (LPG), i.e. propane and butane, are fed to processing plants or to storage devices via lines 17a, 18a and 19a, respectively. Natural gas enriched in methane leaves the fractionation unit via line 12 and enters the heat exchanger 1002 (potentially representing one or more heat exchangers) for liquefaction. The second cooling mixture MR2 leaves line 32 from heat exchanger 1001 in a fully condensed and preferably further cooled to a temperature in the range from -30 to -70 ° C. The second cooling mixture entering the heat exchanger 1002 passes in a direct flow in parallel with natural gas enriched in methane. The second cooling mixture leaving the heat exchanger 1002 via line 33 expands in the valve 44 and then flows countercurrently for evaporation in the refrigerator in countercurrent with natural gas enriched in methane and a second cooling mixture. Additionally, the cooled and liquefied natural gas is led off via line 13 to a nitrogen removal unit 1003, from which liquefied natural gas liberated from nitrogen and line 51 are flammable nitrogen-rich gas through line 50.

• Ночное время• Night time

В блоке теплообменников 1001 используют первую охлаждающую смесь MR1, имеющую состав в молярных процентах: метан: 0,5%; этан: 48,5%; пропан: 50,5%; изобутан: 0,5%.In the heat exchanger unit 1001, a first MR1 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: methane: 0.5%; ethane: 48.5%; propane: 50.5%; isobutane: 0.5%.

В блоке теплообменников 1002 используют вторую охлаждающую смесь MR2, имеющую состав в молярных процентах: азот: 6%; метан: 39%; этан: 54%; пропан: 1%.In the heat exchanger block 1002, a second MR2 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: nitrogen: 6%; methane: 39%; ethane: 54%; propane: 1%.

Температура природного газа, входящего в блок теплообменников 1002 по линии 12, составляет -65°C. Температура сжиженного природного газа, выходящего из блока теплообменников 1002 по линии 13, составляет -153,5°C.The temperature of the natural gas entering the heat exchanger unit 1002 via line 12 is −65 ° C. The temperature of the liquefied natural gas leaving the heat exchanger unit 1002 via line 13 is −153.5 ° C.

Потребление электроэнергии:Power consumption:

- компрессор 101: 78 461 кВт;- compressor 101: 78 461 kW;

- компрессор 202: 82 326 кВт.- compressor 202: 82 326 kW.

В ночное время производительность по сжиженному природному газу на выходе из блока теплообменников 1002 составляет 529 353 кг/ч, что эквивалентно 4,24 млн т/год (миллионов тонн в год).At night, the capacity for liquefied natural gas at the outlet of the heat exchanger block 1002 is 529 353 kg / h, which is equivalent to 4.24 million tons / year (million tons per year).

В ночное время потребление электроэнергии охлаждающими циклами составляет 40,24 МВт/(млн т/год).At night, the energy consumption of the cooling cycles is 40.24 MW / (million tons / year).

• Дневное время• Daytime

По способу предшествующего уровня техники, представленному на фиг. 4, не производится регулирование состава одной или нескольких охлаждающих смесей при смене времен дня и ночи. Таким образом, в дневное время сжижение осуществляют с составами, оптимизированными для производства в режиме "ночь" и описанными далее.According to the prior art method illustrated in FIG. 4, the composition of one or more cooling mixtures is not regulated when changing the times of the day or night. Thus, in the daytime, liquefaction is carried out with compositions optimized for production in the night mode and described below.

В блоке теплообменников 1001 используют первую охлаждающую смесь MR1, имеющую состав в молярных процентах: метан: 0,5%; этан: 48,5%; пропан: 50,5%; изобутан: 0,5%.In the heat exchanger unit 1001, a first MR1 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: methane: 0.5%; ethane: 48.5%; propane: 50.5%; isobutane: 0.5%.

В блоке теплообменников 1002 используют вторую охлаждающую смесь MR2, имеющую состав в молярных процентах: азот: 6%; метан: 39%; этан: 54%; пропан: 1%.In the heat exchanger block 1002, a second MR2 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: nitrogen: 6%; methane: 39%; ethane: 54%; propane: 1%.

Количество сжиженного природного газа, производимого в дневное время, уменьшается в зависимости от мощности компрессоров. Касательно охлаждающих смесей, поступающих в блок теплообменников 1001 более теплыми, мощность компрессора 101 является ограничивающим фактором:The amount of liquefied natural gas produced in the daytime decreases depending on the capacity of the compressors. Regarding cooling mixtures entering the heat exchanger unit 1001 warmer, the power of the compressor 101 is a limiting factor:

- компрессор 101: 78 539 кВт;- compressor 101: 78 539 kW;

- компрессор 202: 72 273 кВт.- compressor 202: 72,273 kW.

В дневное время производительность по сжиженному природному газу на выходе из блока теплообменников 1002 составляет 443 689 кг/ч, что эквивалентно 3,55 млн т/год (миллионов тонн в год).In the daytime, the capacity for liquefied natural gas at the outlet of the heat exchanger block 1002 is 443,689 kg / h, which is equivalent to 3.55 million tons / year (million tons per year).

В дневное время потребление электроэнергии охлаждающими циклами составляет 44,49 МВт/(млн т/год). Таким образом, оно ощутимо больше по сравнению с потреблением охлаждающими циклами, работающими в режиме ночного времени.In the daytime, electricity consumption by cooling cycles is 44.49 MW / (million tons / year). Thus, it is significantly larger compared to the consumption of cooling cycles operating in night mode.

Способ, представленный на фиг. 3 (соответствует настоящему изобретению)The method shown in FIG. 3 (in accordance with the present invention)

• Ночное время• Night time

В блоке теплообменников 1001 используют первую охлаждающую смесь MR1, имеющую состав в молярных процентах: метан: 0,5%; этан: 48,5%; пропан: 50,5%; изобутан: 0,5%.In the heat exchanger unit 1001, a first MR1 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: methane: 0.5%; ethane: 48.5%; propane: 50.5%; isobutane: 0.5%.

В блоке теплообменников 1002 используют вторую охлаждающую смесь MR2, имеющую состав в молярных процентах: азот: 6%; метан: 39%; этан: 54%; пропан: 1%.In the heat exchanger block 1002, a second MR2 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: nitrogen: 6%; methane: 39%; ethane: 54%; propane: 1%.

Температура природного газа, входящего в блок теплообменников 1002 по линии 12, составляет -65°C. Температура сжиженного природного газа, выходящего из блока теплообменников 1002 по линии 13, составляет -153,5°C.The temperature of the natural gas entering the heat exchanger unit 1002 via line 12 is −65 ° C. The temperature of the liquefied natural gas leaving the heat exchanger unit 1002 via line 13 is −153.5 ° C.

Потребление электроэнергии:Power consumption:

- компрессор 101: 78 461 кВт;- compressor 101: 78 461 kW;

- компрессор 202: 82 326 кВт.- compressor 202: 82 326 kW.

В ночное время производительность по сжиженному природному газу на выходе из блока теплообменников 1002 составляет 529 353 кг/ч, что эквивалентно 4,24 млн т/год (миллионов тонн в год).At night, the capacity for liquefied natural gas at the outlet of the heat exchanger block 1002 is 529 353 kg / h, which is equivalent to 4.24 million tons / year (million tons per year).

В ночное время потребление электроэнергии охлаждающими циклами составляет 40,24 МВт/(млн т/год).At night, the energy consumption of the cooling cycles is 40.24 MW / (million tons / year).

• Дневное время• Daytime

В способе по настоящему изобретению, показанном на фиг. 3, составы охлаждающих смесей MR1 и MR2 изменяют при смене времен дня и ночи. Таким образом, в дневное время сжижение осуществляют с составами, оптимизированными для производства в режиме "день" и описанными далее.In the method of the present invention shown in FIG. 3, the compositions of the cooling mixtures MR1 and MR2 change with changing times of day and night. Thus, in the daytime, liquefaction is carried out with compositions optimized for production in the "day" mode and described below.

В блоке теплообменников 1001 используют первую охлаждающую смесь MR1, имеющую состав в молярных процентах: метан: 0,5%; этан: 44,5%; пропан: 54,5%; изобутан: 0,5%.In the heat exchanger unit 1001, a first MR1 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: methane: 0.5%; ethane: 44.5%; propane: 54.5%; isobutane: 0.5%.

В блоке теплообменников 1002 используют вторую охлаждающую смесь MR2, имеющую состав в молярных процентах: азот: 6%, метан: 36%; этан: 57%; пропан: 1%.In the heat exchanger block 1002, a second MR2 cooling mixture is used, having a composition in molar percent: nitrogen: 6%, methane: 36%; ethane: 57%; propane: 1%.

Мощность компрессора 101 по-прежнему является ограничивающим фактором:The power of compressor 101 is still a limiting factor:

- компрессор 101: 78 442 МВт;- compressor 101: 78,442 MW;

- компрессор 202: 73 410 МВт.- compressor 202: 73,410 MW.

В дневное время производительность по сжиженному природному газу на выходе из блока теплообменников 1002 составляет 461 170 кг/ч, что эквивалентно 3,69 млн т/год (миллионов тонн в год).In the daytime, the capacity for liquefied natural gas at the outlet of the heat exchanger block 1002 is 461,170 kg / h, which is equivalent to 3.69 million tons / year (million tons per year).

В дневное время потребление электроэнергии охлаждающими циклами составляет 43,35 МВт/(млн т/год). Оно несколько больше потребления электроэнергии в ночное время, но меньше потребления на предшествующем уровня техники, составляющего 44,49 МВт/(млн т/год).In the daytime, the energy consumption of the cooling cycles is 43.35 MW / (million tons / year). It is slightly more than the electricity consumption at night, but less than the consumption in the prior art of 44.49 MW / (million tons / year).

Данным примером поясняется преимущество быстрого изменения состава одной или нескольких охлаждающих смесей в случае, когда температура изменяется за короткий период времени (≤12 часов). Способ по настоящему изобретению имеет улучшенную эффективность по сравнению со способом, не соответствующим настоящему изобретению.This example explains the advantage of quickly changing the composition of one or more cooling mixtures when the temperature changes over a short period of time (≤12 hours). The method of the present invention has improved efficiency compared to a method not corresponding to the present invention.

Сравнение производственных затрат согласно способу по настоящему изобретению и способу предшествующего уровня техникиComparison of production costs according to the method of the present invention and the prior art method

При смене времен дня и ночи состав тяжелой охлаждающей смеси MR2 изменяют за счет добавки 4% пропана и удаления 4% этана; состав легкой охлаждающей смеси MR2 изменяют за счет добавки 1,5% этана и удаления 1,5 т метана.When changing the time of day or night, the composition of the heavy cooling mixture MR2 is changed by adding 4% propane and removing 4% ethane; the composition of the light cooling mixture MR2 is changed by adding 1.5% ethane and removing 1.5 tons of methane.

В способе предшествующего уровня техники это может выражаться в отборе из охлаждающих контуров 1 т/ч смеси MR1 и 0,32 т/ч смеси MR2 в течение 12 часов и последующей подачей в первый охлаждающий контур 6,4 т чистого пропана и во второй охлаждающий контур 1,5 т чистого этана.In the method of the prior art, this can be expressed in the selection from the cooling circuits of 1 t / h of a mixture of MR1 and 0.32 t / h of a mixture of MR2 for 12 hours and the subsequent supply to the first cooling circuit of 6.4 tons of pure propane and to the second cooling circuit 1.5 tons of pure ethane.

В способе по настоящему изобретению отбирают 1 т/ч охлаждающей смеси MR1 в течение 12 часов и подают в деэтанизатор для фракционирования. Колонна деэтанизатора должна быть увеличена в размерах на 10% для обработки отобранной части охлаждающей смеси MR1. Количество смеси MR2, подлежащей фракционированию в деметанизаторе (0,32 т/ч смеси MR2, отбираемой в течение 12 ч), является незначительным по сравнению с количеством смеси "этан/пропан", обрабатываемой в деметанизаторе (16,2 т/ч).In the method of the present invention, 1 t / h of the MR1 coolant mixture was removed for 12 hours and fed to a deethanizer for fractionation. The deethanizer column must be increased in size by 10% to handle the selected portion of the MR1 coolant mixture. The amount of MR2 mixture to be fractionated in a demethanizer (0.32 t / hr of the MR2 mixture taken over 12 hours) is insignificant compared to the amount of ethane / propane mixture processed in the demethanizer (16.2 t / h).

Увеличение в размерах деэтанизатора требует затрат меньше, чем ежедневная подача по меньшей мере 6,4 тонн чистого пропана и 1,5 тонна чистого этана.An increase in the size of the deethanizer requires less costs than the daily supply of at least 6.4 tons of pure propane and 1.5 tons of pure ethane.

Данным примером показано, что способ по настоящему изобретению является более экономичным, чем способ предшествующего уровня техники.This example shows that the method of the present invention is more economical than the prior art method.

Claims (16)

1. Способ сжижения природного газа, в котором:
- по меньшей мере на одном этапе охлаждения природный газ охлаждают посредством теплообмена по меньшей мере с одной охлаждающей смесью, циркулирующей в закрытом контуре охлаждения (I);
- в систему разделения подают по меньшей мере одну часть потока природного газа;
отличающийся тем, что измеряют температуру окружающей среды в зависимости от времени для обнаружения повышения или понижения температуры окружающей среды, и тем, что при обнаружении повышения или понижения температуры окружающей среды осуществляют следующие этапы, на которых:
- из контура охлаждения отбирают по меньшей мере одну часть потока охлаждающей смеси;
- отобранную часть потока охлаждающей смеси подают в систему разделения;
- в системе разделения часть потока природного газа и отобранную часть потока охлаждающей смеси разделяют с получением по меньшей мере двух компонентов;
- в охлаждающий контур вводят по меньшей мере один компонент, полученный на предыдущем этапе разделения, для изменения состава охлаждающей смеси с целью изменения температуры кипения охлаждающей смеси.1. A method of liquefying natural gas, in which:
- at least at one cooling stage, natural gas is cooled by heat exchange with at least one cooling mixture circulating in a closed cooling circuit (I);
- at least one part of the natural gas stream is fed to the separation system;
characterized in that the ambient temperature is measured as a function of time for detecting an increase or decrease in the ambient temperature, and in that, when an increase or decrease in the ambient temperature is detected, the following steps are carried out, in which:
- at least one part of the flow of the cooling mixture is taken from the cooling circuit;
- the selected part of the flow of the cooling mixture is fed into the separation system;
- in the separation system, part of the natural gas stream and the selected part of the cooling mixture stream are separated to produce at least two components;
- at least one component obtained in the previous separation step is introduced into the cooling circuit to change the composition of the cooling mixture in order to change the boiling point of the cooling mixture. 2. Способ по п.1, в котором охлаждающую смесь, циркулирующую в контуре охлаждения, сжимают и конденсируют путем охлаждения и затем расширяют и испаряют для охлаждения природного газа.2. The method according to claim 1, in which the cooling mixture circulating in the cooling circuit is compressed and condensed by cooling and then expanded and evaporated to cool natural gas. 3. Способ, по п.2, в котором охлаждающую смесь направляют в устройство для хранения перед расширением и испарением для охлаждения природного газа.3. The method according to claim 2, in which the cooling mixture is sent to a storage device before expansion and evaporation for cooling natural gas. 4. Способ по п.3, в котором из устройства для хранения отбирают упомянутую часть охлаждающей смеси перед ее подачей в систему разделения.4. The method according to claim 3, in which the said part of the cooling mixture is taken from the storage device before it is fed to the separation system. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором природный газ охлаждают до получения жидкого природного газа.5. The method according to any one of the preceding paragraphs, in which the natural gas is cooled to obtain liquid natural gas. 6. Способ по любому из пп.1-4, включающий в себя, кроме того, следующие этапы, на которых:
- природный газ, охлажденный на предыдущем этапе охлаждения, на втором этапе охлаждения охлаждают до его сжижения посредством теплообмена со второй охлаждающей смесью, циркулирующей во втором контуре охлаждения (II);
- вторую охлаждающую смесь, циркулирующую во втором контуре охлаждения (II), охлаждают посредством теплообмена с охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения (I).6. The method according to any one of claims 1 to 4, including, in addition, the following steps, in which:
- natural gas cooled in the previous cooling stage, in the second cooling stage is cooled until it is liquefied by heat exchange with a second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II);
- the second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II) is cooled by heat exchange with the cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I). 7. Способ по п.6, в котором вторую охлаждающую смесь сжимают и охлаждают посредством внешней текучей охлаждающей среды перед ее охлаждением посредством теплообмена с охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения (I).7. The method according to claim 6, in which the second cooling mixture is compressed and cooled by means of an external fluid cooling medium before it is cooled by heat exchange with the cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I). 8. Способ по п.6, в котором этап отбора по меньшей мере одной части охлаждающей смеси осуществляют в первом контуре охлаждения (I) и/или втором контуре охлаждения (II).8. The method according to claim 6, in which the step of selecting at least one part of the cooling mixture is carried out in the first cooling circuit (I) and / or the second cooling circuit (II). 9. Способ по п.8, в котором в случае, когда этап отбора по меньшей мере одной части охлаждающей смеси осуществляют в первом контуре охлаждения (I), упомянутую часть охлаждающей смеси отбирают из устройства для хранения.9. The method according to claim 8, in which in the case where the step of selecting at least one part of the cooling mixture is carried out in the first cooling circuit (I), said part of the cooling mixture is taken from the storage device. 10. Способ по п.8, в котором в случае, когда этап отбора по меньшей мере одной части охлаждающей смеси осуществляют во втором контуре охлаждения (II), упомянутую часть второй охлаждающей смеси отбирают после ее охлаждения посредством теплообмена с охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения (I).10. The method according to claim 8, in which in the case where the step of selecting at least one part of the cooling mixture is carried out in the second cooling circuit (II), said part of the second cooling mixture is selected after cooling by means of heat exchange with the cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I). 11. Способ по п.6, в котором этап подачи по меньшей мере одного компонента, полученного на этапе разделения, осуществляют в первом контуре (I) охлаждения и/или во втором контуре (II) охлаждения для изменения состава охлаждающей смеси, циркулирующей в первом контуре (I) охлаждения, и/или состава второй охлаждающей смеси, циркулирующей во втором контуре (II) охлаждения.11. The method according to claim 6, in which the step of supplying at least one component obtained in the separation step is carried out in the first cooling circuit (I) and / or in the second cooling circuit (II) to change the composition of the cooling mixture circulating in the first the cooling circuit (I), and / or the composition of the second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II). 12. Способ по п.6, в котором посредством теплообмена дополнительно охлаждают по меньшей мере одну отбираемую часть одной или нескольких охлаждающих смесей перед ее (их) подачей в систему разделения.12. The method according to claim 6, in which through heat transfer, at least one selected portion of one or more cooling mixtures is additionally cooled before it (they) is supplied to the separation system. 13. Способ по любому из пп.7-12, в котором этап подачи по меньшей мере одного компонента осуществляют перед этапом сжатия охлаждающей смеси, циркулирующей в первом контуре (I) охлаждения, и/или перед этапом сжатия второй охлаждающей смеси, циркулирующей во втором контуре (II) охлаждения.13. The method according to any one of claims 7-12, wherein the step of supplying at least one component is performed before the step of compressing the cooling mixture circulating in the first cooling circuit (I) and / or before the step of compressing the second cooling mixture circulating in the second cooling circuit (II). 14. Способ по п.1, в котором сжиженный природный газ освобождают от азота в блоке удаления азота с получением фракции, богатой азотом, и сжиженного природного газа, обедненного азотом, при этом часть фракции, богатую азотом, подают по меньшей мере в один контур охлаждения.14. The method according to claim 1, in which the liquefied natural gas is freed from nitrogen in the nitrogen removal unit to obtain a fraction rich in nitrogen, and the liquefied natural gas depleted in nitrogen, while part of the fraction rich in nitrogen is fed into at least one circuit cooling. 15. Способ по п.1, в котором часть природного газа, подаваемую в систему разделения, предварительно охлаждают и/или сжижают посредством теплообмена по меньшей мере с одной охлаждающей смесью.15. The method according to claim 1, in which part of the natural gas supplied to the separation system is pre-cooled and / or liquefied by heat exchange with at least one cooling mixture. 16. Способ по п.1, в котором изменяют состав охлаждающей смеси с целью повышения температуры кипения в случае повышения температуры окружающей среды или с целью понижения температуры кипения в случае понижения температуры окружающей среды. 16. The method according to claim 1, in which the composition of the cooling mixture is changed in order to increase the boiling point in case of an increase in ambient temperature or in order to lower the boiling point in case of a decrease in ambient temperature.
RU2011139720/06A 2010-09-30 2011-09-29 Natural gas liquefaction method by continuous change in composition of at least one cooling mixture RU2571697C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR10/03885 2010-09-30
FR1003885A FR2965608B1 (en) 2010-09-30 2010-09-30 METHOD FOR LIQUEFACTING A NATURAL GAS WITH CONTINUOUS CHANGE OF THE COMPOSITION OF AT LEAST ONE REFRIGERANT MIXTURE

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011139720A RU2011139720A (en) 2013-04-10
RU2571697C2 true RU2571697C2 (en) 2015-12-20

Family

ID=43983615

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011139720/06A RU2571697C2 (en) 2010-09-30 2011-09-29 Natural gas liquefaction method by continuous change in composition of at least one cooling mixture

Country Status (2)

Country Link
FR (1) FR2965608B1 (en)
RU (1) RU2571697C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3594595A3 (en) * 2018-07-13 2020-04-15 Sakhalin Energy Investment Company Ltd. Method of refrigerant composition control in premixed refrigerant cycle of liquefied natural gas production

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102012021637A1 (en) * 2012-11-02 2014-05-08 Linde Aktiengesellschaft Process for cooling a hydrocarbon-rich fraction
CN103162511B (en) * 2013-01-27 2015-10-21 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 A kind of natural gas constant-pressure liquefaction device
CN103148673B (en) 2013-01-27 2015-01-07 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 Natural gas isobaric liquefaction device
US20160216030A1 (en) * 2015-01-23 2016-07-28 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas
DE102020004821A1 (en) * 2020-08-07 2022-02-10 Linde Gmbh Process and plant for the production of a liquefied natural gas product

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3274787A (en) * 1961-06-01 1966-09-27 Air Liquide Method for cooling a gaseous mixture to a low temperature
US3729945A (en) * 1968-11-29 1973-05-01 D Linnett Multi-component refrigerant for the liquefaction of natural gas
SU1354007A1 (en) * 1985-11-18 1987-11-23 Предприятие П/Я Р-6956 Method of controlling device for liquefaction of natural gas
US6742357B1 (en) * 2003-03-18 2004-06-01 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1572898A (en) * 1976-04-21 1980-08-06 Shell Int Research Process for the liquefaction of natural gas
US5139548A (en) * 1991-07-31 1992-08-18 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process control system
RU2010124432A (en) * 2007-11-16 2011-12-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) METHOD AND DEVICE FOR LIQUIDING A FLOW OF HYDROCARBONS AND A FLOATING BASE OR SEA PLATFORM CONTAINING THE INDICATED DEVICE AND ON WHICH CARRY OUT SUCH METHOD

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3274787A (en) * 1961-06-01 1966-09-27 Air Liquide Method for cooling a gaseous mixture to a low temperature
US3729945A (en) * 1968-11-29 1973-05-01 D Linnett Multi-component refrigerant for the liquefaction of natural gas
SU1354007A1 (en) * 1985-11-18 1987-11-23 Предприятие П/Я Р-6956 Method of controlling device for liquefaction of natural gas
US6742357B1 (en) * 2003-03-18 2004-06-01 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3594595A3 (en) * 2018-07-13 2020-04-15 Sakhalin Energy Investment Company Ltd. Method of refrigerant composition control in premixed refrigerant cycle of liquefied natural gas production
US10808997B2 (en) 2018-07-13 2020-10-20 Sakhalin Energy Investment Company Ltd. Method of refrigerant composition control in premixed refrigerant cycle of liquefied natural gas production

Also Published As

Publication number Publication date
FR2965608A1 (en) 2012-04-06
FR2965608B1 (en) 2014-10-17
RU2011139720A (en) 2013-04-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2571697C2 (en) Natural gas liquefaction method by continuous change in composition of at least one cooling mixture
CN100417903C (en) LNG production in cryogenic natural gas processing plants
AU763813B2 (en) Volatile component removal process from natural gas
US3780534A (en) Liquefaction of natural gas with product used as absorber purge
KR100338879B1 (en) Improved process for liquefaction of natural gas
RU2194930C2 (en) Method for liquefaction of natural gas containing at least one freezable component
CN101163934B (en) Dual stage nitrogen rejection from liquefied natural gas
JP5683277B2 (en) Method and apparatus for cooling hydrocarbon streams
RU2499209C2 (en) Method and plant to liquefy hydrocarbon flow
US20100293996A1 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream and floating vessel or offshore platform comprising the same
NO20121276A1 (en) Process for the treatment of a natural gas containing carbon dioxide
AU2003204772A1 (en) Liquefaction of natural gas with natural gas recycling
EA013357B1 (en) Integrated ngl recovery and lng liquefaction
CN102782430A (en) Method for treating a multi-phase hydrocarbon stream and an apparatus therefor
CA2858155A1 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
MX2011000840A (en) Liquefied natural gas production.
WO2009010558A2 (en) Method and apparatus for recovering and fractionating a mixed hydrocarbon feed stream
NO345734B1 (en) Method and device for recovering liquefied natural gas from a gaseous feed stream.
De Guido et al. Refrigeration cycles in low-temperature distillation processes for the purification of natural gas
KR20200136885A (en) Method for recovering LPG and condensate from refined fuel gas stream
US20100154469A1 (en) Process and system for liquefaction of hydrocarbon-rich gas stream utilizing three refrigeration cycles
RU2612974C2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
RU2699160C1 (en) Natural gas processing and liquefaction complex
AU2018392159A1 (en) Method for producing pure nitrogen from a natural gas stream containing nitrogen
RU2488759C2 (en) Method and device for cooling and separation of hydrocarbon flow