RU2607933C2 - Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций - Google Patents

Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций Download PDF

Info

Publication number
RU2607933C2
RU2607933C2 RU2014109013A RU2014109013A RU2607933C2 RU 2607933 C2 RU2607933 C2 RU 2607933C2 RU 2014109013 A RU2014109013 A RU 2014109013A RU 2014109013 A RU2014109013 A RU 2014109013A RU 2607933 C2 RU2607933 C2 RU 2607933C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
natural gas
fractions
heavy
refrigerant
Prior art date
Application number
RU2014109013A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014109013A (ru
Inventor
Джон М. Мок
Меган В. ЭВАНС
Аттилио Дж. ПРАДЕРИО
Original Assignee
Конокофиллипс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Конокофиллипс Компани filed Critical Конокофиллипс Компани
Publication of RU2014109013A publication Critical patent/RU2014109013A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2607933C2 publication Critical patent/RU2607933C2/ru

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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0082—Methane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0085—Ethane; Ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F25J1/0209—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
    • F25J1/021—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J3/0242—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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/20—Integration in an installation for liquefying or solidifying a fluid stream

Landscapes

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

Abstract

Данное изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; объединение охлажденного питающего потока природного газа со сжатым потоком орошения с формированием объединенного потока природного газа; разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций; и сжатие потока орошения в сжатый поток орошения. Изобретение направлено на удаление тяжелых фракций и снижение энергозатрат. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Перекрестные ссылки на родственные заявки
Данная заявка является обычной заявкой, которая заявляет приоритет согласно Свода федеральных законов США, раздел 35, § 119(e) на основании предварительной патентной заявки США № 61/522049 от 10 августа 2011 года, озаглавленной «Liquefied Natural Gas Plant with Ethylene Independent Heavies Recovery System», которая включена в настоящий документ посредством ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к способам и устройствам для сжижения природного газа, и в частности, к установке для получения сжиженного природного газа (СПГ), использующей этилен-независимую систему извлечения тяжелых фракций.
Уровень техники изобретения
Природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника подачи к удаленному рынку сбыта. Желательно, чтобы трубопровод эксплуатировался практически с постоянным и высоким коэффициентом нагрузки. Однако время от времени пропускная способность или производительность трубопровода могут превышать потребление, тогда как в другое время потребление может превосходить пропускную способность или производительность трубопровода. Для сглаживания пиков потребления, когда потребление превышает подачу, или спадов, когда подача превышает потребление, желательно запасать избыток газа таким образом, чтобы его можно было отдавать в периоды, когда потребление превышает подачу. Такая практика позволяет обеспечивать будущие пики потребления с помощью запасенного природного газа. Одним из практических способов осуществления этого является превращение природного газа в сжиженное состояние, такое как сжиженный природный газ («СПГ»), с помощью процесса сжижения, для хранения в периоды низкого потребления и впоследствии испарения сжиженного природного газа, как того требует потребление. Сжижение природного газа может быть особенно полезно, когда трубопровод либо отсутствует, либо нецелесообразен для транспортировки природного газа от источника подачи, который отделен огромным расстоянием от потенциального рынка сбыта. Кроме того, транспортировка природного газа океанскими судами, как правило, нецелесообразна, поскольку необходимо значительное повышение давления для существенного уменьшения удельного объема газа. Такое повышение давления требует использования более дорогих емкостей для хранения.
Примером технологии сжижения является криогенное сжижение, которое может уменьшить объем природного газа примерно до 600 раз. Криогенное сжижение может превратить природный газ в сжиженный природный газ, который может храниться и транспортироваться при давлении, близком к атмосферному. Способ криогенного сжижения может включать охлаждение природного газа до температур от примерно -240°F (-151°С) до примерно -260°F (-162°С), в то время как сжиженный природный газа имеет давление пара, близкое к атмосферному. Природный газ сжижают путем его последовательного пропускания при повышенном давлении через некоторое количество ступеней охлаждения, вследствие чего природный газ охлаждается до все более низких температур, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение может осуществляться с помощью косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, углекислый газ, или сочетанием перечисленных хладагентов (т.е. системами смешанных хладагентов). Некоторые способы сжижения применяют открытый метановый цикл в качестве конечного холодильного цикла, в котором поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, подвергается мгновенному испарению. Пары, образовавшиеся при мгновенном испарении (т.е. поток (потоки) газа мгновенного испарения), впоследствии используются в качестве охлаждающих веществ, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с питающим потоком обработанного природного газа. Объединенный поток может быть затем сжижен для получения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ.
Одной из технических проблем, которая может возникнуть в ходе сжижения природного газа, является удаление тяжелых углеводородов. Хотя природный газ главным образом состоит из метана, он может также содержать тяжелые углеводородные компоненты. Эти тяжелые углеводородные компоненты должны быть удалены из природного газа до сжижения, поскольку тяжелые углеводородные компоненты могут вымораживаться и/или загрязнять расположенные ниже по потоку теплообменники. Чтобы избежать этих потенциальных проблем, СПГ-установки могут содержать одну или несколько колонн удаления тяжелых фракций для удаления тяжелых углеводородных компонентов. Однако традиционные колонны удаления тяжелых фракций часто требуют эксплуатации в пределах очень узких диапазонов температуры, давления и состава подаваемого сырья для эффективного удаления тяжелых углеводородных компонентов. В некоторых случаях изменение на несколько градусов температуры подачи обычной колонны удаления тяжелых фракций может вызвать превращение всей или большей части текучей среды в колонне в жидкость, что может привести к серьезным нарушениям технологического процесса. Кроме того, добавление колонны удаления тяжелых фракций в систему сжижения может повысить потребность в энергии последующих систем охлаждения (например, этиленовой системы охлаждения). В некоторых случаях эта потребность в энергии может существенно ограничивать эксплуатацию системы сжижения. Таким образом, существует необходимость в способе и устройстве, применяющих колонну удаления тяжелых фракций, что может снизить потребность в энергии последующих систем охлаждения.
Сущность изобретения
В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: (а) охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; (b) объединение охлажденного питающего потока природного газа с сжатым потоком орошения с образованием объединенного потока природного газа; (c) разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (d) расширение первого потока легких фракций с образованием расширенного первого потока легких фракций; (e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций и по меньшей мере части расширенного первого потока легких фракций в колонну удаления тяжелых фракций с образованием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями; (f) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и (g) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: (а) охлаждение части питающего потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом с формированием охлажденного питающего потока природного газа; (b) разделение охлажденного питающего потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (c) расширение первого потока легких фракций в расширенный первый поток легких фракций; (d) разделение расширенного первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций; (e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций, по меньшей мере части второго потока легких фракций, и по меньшей мере части второго потока тяжелых фракций в колонну удаления тяжелых фракций с формированием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями; (f) охлаждение по меньшей мере части потока, обедненного тяжелыми фракциями, с помощью косвенного теплообмена со вторым хладагентом; (g) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и (h) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения устройство для сжижения природного газа содержит: (а) первый теплообменник в первом холодильном цикле для охлаждения части потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом; (b) первый сепаратор для разделения первого охлажденного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; (с) первый детандер для расширения первого потока легких фракций в расширенный первый поток легких фракций; (d) колонну удаления тяжелых фракций, расположенную ниже по потоку от первого теплообменника, причем данная колонна удаления тяжелых фракций разделяет расширенный первый поток легких фракций, первый поток тяжелых фракций и второй охлажденный жидкий поток на первый поток, обедненный тяжелыми фракциями, и первый поток, обогащенный тяжелыми фракциями; (e) разделительную емкость для разделения первого нагретого жидкого потока на второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, и второй поток, обогащенный тяжелыми фракциями; (f) второй компрессор для сжатия второго потока, обедненного тяжелыми фракциями, в сжатый второй поток, обедненный тяжелыми фракциями; и (g) второй теплообменник в первом холодильном цикле для охлаждения объединенного потока с помощью косвенного теплообмена с сжатым вторым потоком, обедненным тяжелыми фракциями.
Краткое описание чертежей
Данное изобретение вместе с его дальнейшими преимуществами может быть лучше всего понято, исходя из нижеследующего описания во взаимосвязи с прилагаемым чертежом, на котором:
На фиг.1 представлена упрощенная технологическая схема способа каскадного охлаждения для получения СПГ в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Далее будут подробно описаны варианты осуществления настоящего изобретения, один или несколько примеров которых проиллюстрированы на прилагаемом чертеже. Каждый пример приведен с целью объяснения изобретения, а не в качестве ограничения изобретения. Специалистам будет понятно, что различные модификации и варианты могут быть внесены в настоящее изобретение без отступления от объема или сущности изобретения. Например, признаки, проиллюстрированные или описанные как часть одного варианта осуществления, могут использоваться в другом варианте осуществления, чтобы получить еще один вариант осуществления. Таким образом, подразумевается, что настоящее изобретение охватывает такие модификации и варианты, которые попадают в пределы объема прилагаемой формулы изобретения и ее эквивалентов.
Каскадная система охлаждения использует один или несколько хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа к хладагенту (хладагентам) и в конечном счете выпускания тепловой энергии в окружающую среду. Данную систему охлаждения можно рассматривать в качестве теплового насоса, который отводит тепловую энергию из потока природного газа по мере поступательного охлаждения этого потока до все более и более низких температур. Конструктивное исполнение каскадной системы охлаждения и способа часто сосредоточено на выборе оптимального соотношения между термодинамической эффективностью и капиталовложениями. Термодинамически, процесс теплообмена между холодным объектом и теплым объектом становится все более необратимым по мере увеличения температурного градиента между двумя объектами. И наоборот, термодинамическая необратимость снижается при уменьшении температурного градиента. Выбор оптимального соотношения становится важным фактором, поскольку, среди прочего, уменьшение температурного градиента до термодинамически эффективного уровня может потребовать значительного увеличения площади поверхности теплопередачи, значительных модификаций различного технологического оборудования, используемого в системе охлаждения, и надлежащего регулирования скорости потока в системе охлаждения. В частности, надлежащее регулирование скорости потока может повлиять как на скорости потока, так и на температуры (например, на входе и выходе), для получения необходимой теплопроизводительности/холодопроизводительности.
Используемый в настоящем документе термин «способ каскадного охлаждения с открытым циклом» относится к способу каскадного охлаждения, содержащему один открытый холодильный цикл и по меньшей мере один замкнутый холодильный цикл, в котором точка кипения хладагента/охлаждающего вещества, использованного в открытом цикле, ниже, чем точка кипения хладагента, использованного в замкнутом цикле. В данном способе часть холодопроизводительности, используемой для конденсации сжатого хладагента/охлаждающего вещества открытого цикла, может обеспечиваться одним или несколькими замкнутыми циклами. Используемый здесь термин «поток природного газа» относится к любому потоку, в основном состоящему из метана, который происходит большей частью из питающего потока природного газа; причем этот питающий поток содержит, например, по меньшей мере 85 мол.% метана, а остальное составляют такие компоненты, в числе прочего, как этан, высшие углеводороды, азот и углекислый газ. Другие незначительные примеси могут включать в числе прочего ртуть, сероводород и меркаптаны.
Согласно одному или нескольким вариантам осуществления настоящего изобретения в открытом цикле преимущественно используют метановый поток в качестве хладагента/охлаждающего вещества. Этот преимущественно метановый поток может происходить из питающего потока обработанного природного газа и может включать потоки сжатых газов открытого метанового цикла. В настоящем документе термины «преимущественно», «главным образом», «в основном» и «в большей части» при использовании для описания присутствия определенного компонента потока текучей среды будут означать, что поток текучей среды содержит по меньшей мере 50 мол.% указанного компонента. Например, «преимущественно» метановый поток, «главным образом» метановый поток, поток, «в основном» состоящий из метана, или поток, содержащий «в большей части» метан, означает поток, содержащий по меньшей мере 50 мол.% метана.
Один из наиболее целесообразных и эффективных способов сжижения природного газа включает использование оптимизированного процесса каскадного типа в сочетании с расширительным охлаждением. Такой способ сжижения включает охлаждение каскадного типа потока природного газа при повышенном давлении (например, приблизительно 650 фунт/кв.дюйм абс. (4,48 МПа)) путем последовательного охлаждения потока природного газа за счет прохождения, например, через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл и открытый метановый цикл, в котором используется часть питающего газа в качестве источника метана. Способ может также включать многоступенчатый цикл расширения для дополнительного охлаждения и понижения давления потока природного газа до давления, близкого к атмосферному. Во время циклов охлаждения, сначала используется хладагент с самой высокой точкой кипения, затем - хладагент со следующей самой высокой точкой кипения и так далее.
В общем, в процессе сжижения (т.е. процессе получения СПГ) может применяться один или несколько хладагентов для отведения тепла из природного газа, которое впоследствии выводится в окружающую среду. В некоторых вариантах осуществления в процессе получения СПГ применяется способ охлаждения каскадного типа, использующий множество многоступенчатых циклов охлаждения, в каждом из которых применяется разная композиция хладагента, для последовательного охлаждения потока природного газа до все более и более низких температур. В других вариантах осуществления в процессе получения СПГ может использоваться смешанный хладагент (хладагенты) или смеси хладагентов для охлаждения потока природного газа.
Нежелательные компоненты из питающих потоков природного газа могут удаляться на различных стадиях предварительной обработки. Такие нежелательные компоненты могут включать в числе прочего кислые газы, меркаптаны, ртуть, влагу и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления состав питающего потока природного газа может существенно различаться. Данные стадии предварительной обработки могут представлять собой отдельные ступени, находящиеся или выше по потоку от циклов охлаждения или ниже по потоку от одной из ранних ступеней охлаждения в начальном цикле. Используемые в настоящем документе термины «выше по потоку» и «ниже по потоку» описывают относительные положения различных компонентов установки сжижения природного газа вдоль пути прохождения природного газа через установку. В частности, кислые газы и в меньшей степени меркаптаны могут удаляться в процессе химической реакции с помощью водного аминосодержащего раствора. Данную стадию обработки обычно осуществляют выше по потоку от ступеней охлаждения в начальном цикле. Большая часть воды может быть удалена в виде жидкости двухфазной газожидкостной сепарацией, которая следует за сжатием газа и охлаждением выше по потоку от начального цикла охлаждения, а также ниже по потоку от первой ступени охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть можно удалить с помощью слоев ртутного сорбента. Остаточные количества воды и кислых газов можно удалить с помощью надлежащим образом выбранных слоев сорбента, таких как регенерируемые молекулярные сита.
Питающий поток предварительно обработанного природного газа может подаваться в систему сжижения при повышенном давлении или может быть сжат до повышенного давления. В некоторых вариантах осуществления давление составляет более примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. (3,45 МПа) или предпочтительно от примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 3000 фунт/кв.дюйм абс. (3,45-20,69 МПа). В некоторых вариантах осуществления, давление составляет от примерно 500 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 1000 фунт/кв.дюйм абс. (3,45-6,90 МПа) или предпочтительно от примерно 600 фунт/кв.дюйм абс. до примерно 800 фунт/кв.дюйм абс. (4,14-5,25 МПа). Температура питающего потока обычно близка к температуре окружающей среды или немного ее превышает. В некоторых вариантах осуществления температура может находиться в диапазоне от примерно 60°F до примерно 150°F (15,6-65,6°С). Как отмечалось выше, питающий поток природного газа может быть охлажден в процессе получения СПГ, включающем некоторое количество многоступенчатых циклов, каждый из которых содержит различные хладагенты. Общая эффективность охлаждения для цикла обычно повышается с увеличением количества ступеней. Однако это повышение эффективности часто уравновешивается соответствующим повышением общих капиталовложений, например, из-за увеличения сложности системы СПГ.
В некоторых вариантах осуществления питающий газ проходит через несколько холодильных циклов, каждый из которых содержит несколько ступеней (по меньшей мере две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три). Первый замкнутый холодильный цикл использует первый хладагент с относительно высокой точкой кипения. Такой хладагент может содержать углеводород, в числе прочего, такой как пропан, пропилен и их смеси. В некоторых вариантах осуществления углеводород составляет большую часть хладагента. Например, хладагент может содержать по меньшей мере примерно 75 мол.% пропана, по меньшей мере 90 мол.% пропана или главным образом пропан.
После первой ступени охлаждения образующийся в результате обработанный питающий газ проходит через несколько ступеней (по меньшей мере две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три) во второй замкнутый холодильный цикл, который содержит хладагент с промежуточной точкой кипения. Подходящие примеры второго хладагента могут включать, в числе прочего, этан, этилен и их смеси. В некоторых вариантах осуществления второй хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% этилена, по меньшей мере 90 мол.% этилена или главным образом этилен. Каждая ступень охлаждения холодильного цикла может включать отдельную зону охлаждения. Как указано выше, питающий поток обработанного природного газа может быть объединен с одним или несколькими рециркуляционными потоками (т.е. потоками сжатого газа открытого метанового цикла) в разных местоположениях во втором холодильном цикле для получения потока сжижения. На последней ступени второго цикла охлаждения поток сжижения конденсируют (т.е. сжижают) в большей его части, предпочтительно весь, с получением потока, содержащего находящийся под давлением СПГ. Обычно рабочее давление в данном месте лишь немного ниже давления предварительно обработанного питающего газа на первой ступени первого холодильного цикла.
Может быть желательно, чтобы питающий поток природного газа содержал определенные количества С2+ компонентов (т.е. углеводородов, содержащих по меньшей мере два атома углерода), что приведет к образованию жидкости, обогащенной С2+, на одной или нескольких ступенях охлаждения. Данную жидкость, обогащенную С2+, можно удалить с помощью устройства газожидкостной сепарации (например, газожидкостных сепараторов). Обычно последовательное охлаждение природного газа на каждой ступени регулируют таким образом, чтобы удалить из газа как можно большее количество С2+ и углеводородов с большей молекулярной массой, чтобы получить газовый поток с преобладанием метана и жидкий поток, содержащий значительные количества этана и более тяжелых компонентов.
В некоторых вариантах осуществления несколько устройств газожидкостной сепарации может быть расположены в наиболее важных местоположениях ниже по потоку от зон охлаждения для удаления потоков жидкостей, обогащенных C2+ компонентами. Точные местоположения и количество устройств газожидкостной сепарации будут зависеть от ряда рабочих параметров. Примеры таких параметров могут включать, в числе прочего, С2+ состав питающего потока природного газа, желаемую теплотворную способность СПГ-продукта (в Британских тепловых единицах - BTU), ценность С2+ компонентов для других областей применения, и другие факторы, обычно учитываемые специалистами, работающими с СПГ установками и газовыми установками. Поток (потоки) углеводородов фракции C2+ можно деметанизировать пропусканием через колонну одноступенчатого испарения или ректификационную колонну с получением потока, обогащенного метаном. В первом случае образующийся обогащенный метаном поток может быть повторно сжат и направлен на рециркуляцию или использован в качестве горючего газа. В последнем случае образующийся обогащенный метаном поток может быть непосредственно возвращен под давлением (т.е. не требуя объединения дополнительного сжатия с процессом сжижения) в процесс сжижения. C2+ углеводородный поток (потоки) или деметанизированный C2+ углеводородный поток можно использовать в качестве топлива. В некоторых вариантах осуществления данные потоки можно подвергать дальнейшей обработке, например, фракционированием в одной или нескольких зонах фракционирования с получением отдельных потоков с высоким содержанием определенных химических составляющих (например, С2, С3, С4 и С5+ углеводородов).
В одном или нескольких вариантах осуществления поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, подвергается дополнительному охлаждению в третьем холодильном цикле («открытом метановом цикле») в основном метановом экономайзере, содержащем газы мгновенного испарения (т.е. потоки газа мгновенного испарения), образованные в этом третьем цикле, за счет последующего расширения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, до давления, близкого к атмосферному. Газы мгновенного испарения, использованные в качестве хладагента («третьего хладагента») в третьем холодильном цикле могут включать, в числе прочего, метан. В некоторых вариантах осуществления третий хладагент содержит по меньшей мере 75 мол.% метана, по меньшей мере 90 мол.% метана или главным образом метан. В ходе расширения потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, до давления, близкого к атмосферному, поток, содержащий находящийся под давлением СПГ, охлаждается с помощью по меньшей мере одного, предпочтительно двух-четырех, и более предпочтительно трех расширений, причем при каждом расширении в качестве устройства понижения давления применяется детандер.
Подходящие детандеры могут включать, например, расширительные клапаны Джоуля-Томсона, гидравлические детандеры и тому подобное. За расширением может следовать разделение газожидкостного продукта с помощью сепаратора. При использовании и должной эксплуатации гидравлического детандера некоторые из преимуществ включают повышенную эффективность, связанную с рекуперацией энергии, большее снижение температуры потока и образование меньшего количества пара на этапе мгновенного расширения. Эти преимущества могут возмещать или перекрывать повышенные капиталовложения и эксплуатационные расходы, связанные с детандером. В некоторых вариантах осуществления дополнительное охлаждение потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, перед мгновенным испарением оказывается возможным благодаря тому, что сначала мгновенно испаряют часть данного потока с помощью одного или нескольких гидравлических детандеров, и затем с помощью устройства косвенного теплообмена используют данный поток газа мгновенного испарения для охлаждения оставшейся части потока, содержащего находящийся под давлением СПГ, перед мгновенным испарением. Подогретый поток газа мгновенного испарения далее рециркулируют путем возвращения, с учетом температуры и давления, в соответствующее местоположение в открытом метановом цикле, где он может быть повторно сжат.
Описанный в данном документе процесс сжижения может использовать один из нескольких типов охлаждения, таких как, в числе прочего, косвенный теплообмен, испарение и расширение или понижение давления. Используемый в настоящем документе термин «косвенный теплообмен» относится к процессу, в котором хладагент охлаждает вещество без осуществления физического контакта с веществом. Конкретные примеры устройств косвенного теплообмена включают, среди прочего, кожухотрубный теплообменник, теплообменник Core-in-Kettle и паяный алюминиевый пластинчато-ребристый теплообменник. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может меняться в зависимости от требований к системе сжижения и типу выбранного теплообменника. Например, кожухотрубный теплообменник может использоваться в том случае, когда хладагент находится в жидком состоянии, а вещество - в жидком или газообразном состоянии. Кожухотрубный теплообменник может также использоваться, когда или хладагент, или вещество подвергается фазовому превращению, и условия процесса не благоприятствуют использованию других теплообменников, например, теплобменника Core-in-Kettle.
Алюминий и алюминиевые сплавы часто используются в качестве материалов для сердечника теплообменников, но могут быть не пригодны для использования при определенных заданных условиях процесса. Например, пластинчато-ребристый теплообменник может использоваться, когда хладагент находится в газообразном состоянии и вещество - в жидком или газообразном состоянии. Наконец, теплообменник Core-in-Kettle может использоваться, когда вещество представляет собой жидкость или газ, а хладагент подвергается фазовому превращению из жидкого состояния в газообразное состояние в ходе теплообмена. Испарительное охлаждение относится к охлаждению вещества с помощью испарения или превращению в пар части вещества с помощью системы, поддерживаемой при постоянном давлении. Во время превращения в пар часть испаряющегося вещества поглощает тепло из части вещества, которая остается в жидком состоянии и, следовательно, жидкая часть охлаждается. Наконец, к охлаждению с помощью расширения или понижения давления относится охлаждение, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы уменьшается в результате прохождения через устройство понижения давления. В некоторых вариантах осуществления устройство расширения может быть расширительным клапаном Джоуля-Томсона или гидравлическим/газовым детандером. Поскольку детандеры извлекают энергию работы из процесса расширения, при расширении становятся возможны более низкие температуры технологического потока.
Как видно на фиг.1, питающий поток природного газа подается по трубопроводу 100а во входной компрессор 66 ниже по потоку от блока осушки и блока удаления ртути, что приводит к образованию сжатого питающего потока природного газа. Сжатый питающий поток природного газа далее подается в пропановый холодильник 2 высокой ступени по трубопроводу 100b для получения охлажденного питающего потока природного газа. Несколько других трубопроводов (например, 152, 202, 304) также ведут в пропановый холодильник 2 высокой ступени. В проиллюстрированном варианте осуществления газообразный метановый хладагент, который является частью замкнутой пропановой системы, вводится в пропановый холодильник 2 высокой ступени по трубопроводу 152, в то время как сжатый этиленовый хладагент вводится по трубопроводу 202. Потоки 100b, 152 и 202 охлаждаются с помощью устройств косвенного теплообмена соответственно 6, 4 и 8, с образованием охлажденных газовых потоков, которые проходят соответственно по трубопроводам 102, 154 и 204. Косвенный теплообмен происходит между вышеупомянутыми потоками и пропаном, который был обработан следующим образом.
Газообразный пропан, являющийся частью замкнутой пропановой системы, может быть сжат в многоступенчатом (например, трехступенчатом) компрессоре 18, приводимым в действие газотурбинным приводом (не показан). Каждая ступень компрессора может быть отдельным блоком, которые механически соединены друг с другом, чтобы приводиться в действие одним приводом или сочетанием приводов. Образующийся в результате сжатый пропан может проходить через трубопровод 300 в охладитель 20, где он охлаждается и сжижается. Хотя давление и температура сжиженного пропанового хладагента перед мгновенным испарением могут варьировать, типичные значения могут составлять примерно 100°F (38°С) и примерно 190 фунт/кв. дюйм абс. (1,34 МПа). Поток из охладителя 20 проходит по трубопроводу 302 в устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 12. Здесь давление сжиженного пропана понижается, благодаря чему происходит испарение или мгновенное испарение части сжиженного пропана. Образующийся в результате двухфазный продукт далее поступает по трубопроводу 304 в пропановый холодильник 2 высокой ступени.
После осуществления косвенного теплообмена газообразный пропан может выйти из пропанового холодильника 2 высокой ступени и вернуться в компрессор 18 по трубопроводу 306. Данный газообразный пропан поступает во входное отверстие высокой ступени компрессора 18. Оставшийся после косвенного теплообмена жидкий пропан может выходить из пропанового холодильника 2 высокой ступени по трубопроводу 308. Давление жидкого пропана может быть дополнительно понижено путем прохождения через устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 14, при этом по меньшей мере часть сжиженного пропана мгновенно испаряется. Образующийся в результате двухфазный пропановый поток далее подается по трубопроводу 310 в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени, где он может служить в качестве хладагента.
Описанный выше охлажденный питающий поток природного газа может отводиться из холодильника 2 высокой ступени по трубопроводу 102 в сепарационное оборудование 10, которое может разделять поток на газовую и жидкую фазы. Жидкая фаза может быть обогащена С3+ компонентами и удаляется по трубопроводу 103. Газовая фаза выходит из сепарационного оборудования 10 по трубопроводу 104, который разветвляется на два отдельных трубопровода (106 и 108). Поток в трубопроводе 106 проходит в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени. Поток сжатого этиленового хладагента также вводится в пропановый холодильник 22 промежуточной ступени (по трубопроводу 204). Потоки, которые протекают по трубопроводам 106 и 204, охлаждаются с помощью устройств косвенного теплообмена соответственно 24 и 26, с образованием охлажденных газовых потоков в трубопроводах 110 и 101. После того как пропановый хладагент охладил потоки, по меньшей мере часть пропана испаряется. Эта испарившаяся часть отделяется и проходит по трубопроводу 311 во впускное отверстие промежуточной ступени компрессора 18. Оставшаяся жидкая часть пропанового хладагента из пропанового холодильника 22 промежуточной ступени отводится по трубопроводу 314 и подвергается мгновенному испарению при прохождении через устройство понижения давления, показанное как расширительный клапан 16. Мгновенно испарившийся пропан далее подается в пропановый холодильник/конденсатор 28 низкой ступени по трубопроводу 316.
В варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.1, поток природного газа поступает из пропанового холодильника 22 промежуточной ступени по трубопроводу 110 и объединяется с охлажденным потоком природного газа из трубопровода 109, с формированием объединенного потока природного газа. Часть объединенного потока природного газа далее поступает в пропановый холодильник 28 низкой ступени по трубопроводу 116. В пропановый холодильник 28 низкой ступени также поступают часть второго потока, обедненного тяжелыми фракциями, по трубопроводу 206 и поток этиленового хладагента по трубопроводу 101. Объединенный поток природного газа, второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, и поток этиленового хладагента охлаждаются устройствами косвенного теплообмена 30, 32 и 33 соответственно, с образованием охлажденных газовых потоков 112, 125a и 208 соответственно. Устройства косвенного теплообмена образуют испаренный пропан, который удаляется из пропанового холодильника 28 низкой ступени и возвращается во впускное отверстие низкой ступени компрессора 18 по трубопроводу 320. В некоторых вариантах осуществления в пропановом холодильном цикле используется холодильник высокой ступени и холодильник низкой ступени.
Как видно снова из фиг.1, часть охлажденного потока природного газа, выходящего из пропанового холодильника 28 низкой ступени, вводится в сепаратор 400 по трубопроводу 112. Сепаратор 400 разделяет охлажденный поток природного газа на первый поток тяжелых фракций и первый поток легких фракций. Сепаратор 400 обычно работает при высоких давлениях. Первый поток тяжелых фракций из сепаратора 400 направляется в среднюю часть колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 105. Первый поток легких фракций из сепаратора 400 подается в детандер 62 (который приводит в движение входной компрессор 66). После расширения первый поток легких фракций вводится в сепаратор 402 по трубопроводу 107. Часть потока, который выходит из сборника-разделителя 21, может также вводиться в сепаратор 402 по трубопроводу 119. Потоки в сепараторе 402 образуют второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций. Как правило, сепаратор 402 работает при относительно низких давлениях. В некоторых вариантах осуществления сепаратор 400 работает при более высоком давлении, чем сепаратор 402. Второй поток легких фракций, выходящий из сепаратора 402, вводится в колонну 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 111. Аналогичным образом, второй поток тяжелых фракций, выходящий из сепаратора 402, вводится в колонну 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 113. Размещение колонны 60 удаления тяжелых фракций непосредственно ниже по потоку от пропанового холодильника 28 низкой ступени расширяет приемлемые технологические параметры колонны 60 удаления тяжелых фракций по сравнению с известными системами. Колонна 60 удаления тяжелых фракций производит парообразный поток, обедненный тяжелыми фракциями, который выходит из колонны 60 по трубопроводу 125b, и жидкий поток, обогащенный тяжелыми фракциями, который выходит из колонны 60 по трубопроводу 121.
Жидкий поток, обогащенный тяжелыми фракциями, выходящий из колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 121, подается в ребойлер 67. В ребойлере 67 происходит теплообмен между жидким потоком, обогащенным тяжелыми фракциями, введенным по трубопроводу 121, и по меньшей мере частью потока, выходящего из разделительной емкости 10 по трубопроводу 108. Поток, обогащенный тяжелыми фракциями, выходящий из колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 121, служит для охлаждения в ребойлере 67 части питающего потока природного газа из трубопровода 108. Образующийся в результате охлажденный питающий поток природного газа из трубопровода 109 объединяется с частью охлажденного потока природного газа в трубопроводе 110, с образованием объединенного потока природного газа в трубопроводе 116. Поток в трубопроводе 115 является потоком горячих легких паров, который выходит из ребойлера 67 и выступает в качестве отпарного газа в колонне 60 удаления тяжелых фракций. Поток в трубопроводе 117 является тяжелым жидким продуктом из ребойлера 67, который направляется в колонну 133 (депропанизатор) для дальнейшей обработки и стабилизации. Поток в трубопроводе 117, выходящий из ребойлера 67, вводится в емкость 133 для мгновенного испарения или разделения на фракции.
Второй поток, обогащенный тяжелыми фракциями, отводится по трубопроводу 123, и второй парообразный поток, обедненный тяжелыми фракциями, отводится по трубопроводу 135. Второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, подается в компрессор 114 так, что он может быть охлажден и сконденсирован для образования орошения для колонны удаления тяжелых фракций. Сжатый второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, поступает в охладитель 207 по трубопроводу 205. Этот охлажденный второй поток, обедненный тяжелыми фракциями, подается в пропановый холодильник 28 низкой ступени по трубопроводу 206, где он конденсируется с помощью устройства косвенного теплообмена 32, отводится по трубопроводу 125а и подается в сборник-разделитель 21. Жидкость удаляется из сборника-разделителя 21 по трубопроводу 131. Часть потока, выходящего из сборника-разделителя 21 в трубопровод 131, вводится в сепаратор 402 по трубопроводу 119. Оставшаяся часть потока, выходящего из сборника-разделителя 21 в трубопровод 131, объединяется с парообразным потоком, обедненным тяжелыми фракциями, выходящим из колонны 60 удаления тяжелых фракций в трубопровод 125b, с образованием объединенного потока 125.
Этиленовый хладагент выходит из пропанового холодильника 28 низкой ступени по трубопроводу 208 и предпочтительно подается в разделительную емкость 37, в которой легкие компоненты удаляются по трубопроводу 209, а конденсированный этилен удаляется по трубопроводу 210. Этиленовый хладагент в данном месте технологического процесса обычно находится при температуре примерно -24°F (-31°С) и давлении примерно 285 фунт/кв.дюйм абс. (1,97 МПа). Жидкий поток, выходящий из сборника-разделителя 37 в трубопровод 210, далее поступает в этиленовый экономайзер 34, где он охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 38, удаляется по трубопроводу 211 и проходит через устройство понижения давления, показанное в виде расширительного клапана 40, при этом хладагент подвергается мгновенному испарению до заданной температуры и давления и подается в этиленовый холодильник 42 высокой ступени по трубопроводу 212. Пар удаляется из холодильника 42 по трубопроводу 214 и направляется в этиленовый экономайзер 34, где пар выполняет функцию хладагента при помощи устройства косвенного теплообмена 46. Пары этилена затем удаляются из этиленового экономайзера 34 по трубопроводу 216 и подаются к входному отверстию высокой ступени компрессора этилена 48. Этиленовый хладагент, который не испаряется в этиленовом холодильнике 42 высокой ступени, отводится по трубопроводу 218 и возвращается в этиленовый экономайзер 34 для дальнейшего охлаждения с помощью устройства 50 косвенного теплообмена, отводится из этиленового экономайзера по трубопроводу 220 и подвергается мгновенному испарению в устройстве понижения давления, показанном в виде расширительного клапана 52, после чего полученный двухфазный продукт вводится в этиленовый холодильник 54 промежуточной ступени по трубопроводу 222.
Парообразный поток, обедненный тяжелыми фракциями, выходящий из колонны 60 удаления тяжелых фракций по трубопроводу 125b, объединяется по меньшей мере с частью охлажденного потока, выходящего из холодильника 28 низкой ступени по трубопроводу 137, с образованием объединенного потока 125. Объединенный поток подвергается дальнейшему охлаждению в этиленовом холодильнике 42 высокой ступени с помощью устройства косвенного теплообмена 44. После охлаждения обогащенный метаном поток удаляется из этиленового холодильника 42 высокой ступени по трубопроводу 127. Данный поток затем частично конденсируется с помощью охлаждения, обеспечиваемого устройством косвенного теплообмена 56 в этиленовом холодильнике 54 низкой ступени, тем самым образуя двухфазный поток, который направляется в основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 129, где поток дополнительно охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена/теплообменного канала 76.
Как отмечалось ранее, газ в трубопроводе 154 подается в основной метановый экономайзер 74, где поток охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 98. Образующийся в результате охлажденный сжатый метановый рециркулят или поток хладагента в трубопроводе 158 дополнительно охлаждается в этиленовом холодильнике 68 низкой ступени. В этиленовом холодильнике 68 низкой ступени данный поток охлаждается и конденсируется с помощью устройства 70 косвенного теплообмена в результате теплообмена с выходящим жидким потоком из клапана 52, который направляется в этиленовый холодильник 68 низкой ступени по трубопроводу 226. Сконденсированный обогащенный метаном продукт из конденсатора 68 низкой ступени выпускается по трубопроводу 122. Пар, отводимый из этиленового холодильника 54 низкой ступени по трубопроводу 224, и поток из этиленового холодильника 68 низкой ступени, отводимый по трубопроводу 228, объединяются и направляются по трубопроводу 230 к этиленовому экономайзеру 34, где эти пары выполняют функцию хладагента при помощи устройства 58 косвенного теплообмена. Затем поток направляется по трубопроводу 232 из этиленового экономайзера 34 во впускное отверстие низкой ступени компрессора этилена 48.
Как показано на фиг.1, выходящий поток из компрессора, образованный паром, введенным со стороны низкой ступени компрессора этилена 48, удаляется по трубопроводу 234, охлаждается с помощью охладителя промежуточной ступени 71 и возвращается в компрессор 48 по трубопроводу 236 для нагнетания вместе с потоком высокой ступени, находящимся в трубопроводе 216. Предпочтительно двухступенчатые устройства представляют собой единый модуль, хотя каждое из них может быть отдельным модулем, при этом модули механически соединены с общим приводом. Сжатый этиленовый продукт из компрессора 48 направляется по трубопроводу 200 в находящийся ниже по потоку охладитель 72. Продукт из охладителя 72 проходит по трубопроводу 202 и вводится, как описано ранее, в пропановый холодильник 2 высокой ступени.
Предпочтительно, чтобы основной метановый экономайзер 74 содержал некоторое количество теплообменных каналов, которые обеспечивают косвенный теплообмен между различными, преимущественно метановыми потоками в экономайзере 74. Предпочтительно метановый экономайзер 74 содержит один или несколько пластинчато-ребристых теплообменников. Охлажденный поток из теплообменного канала 76 выходит из метанового экономайзера 74 по трубопроводу 124. Давление потока в трубопроводе 124 затем понижается с помощью устройства понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 78, который обеспечивает испарение или мгновенное испарение части жидкого потока, тем самым образуя двухфазный поток. Давление потока, выходящего из этиленового холодильника 68 низкой ступени по трубопроводу 122, понижается с помощью устройства понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 75, который обеспечивает испарение или мгновенное испарение части жидкого потока, тем самым образуя двухфазный поток. Двухфазный поток из расширительного клапана 78 далее проходит через камеру 80 мгновенного испарения метана высокой ступени вместе с двухфазным потоком из расширительного клапана 75, где они разделяются на поток газа мгновенного испарения, отводимый по трубопроводу 126, и поток жидкой фазы (т.е. поток, содержащий находящийся под давлением СПГ), отводимый по трубопроводу 130.
Поток газа мгновенного испарения далее транспортируется в основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 126, где поток выполняет функцию хладагента в теплообменном канале 82 и помогает в охлаждении потока в теплообменных каналах 76 и 98. Таким образом, преимущественно метановый поток в теплообменном канале 82 нагревается, по меньшей мере частично, с помощью косвенного теплообмена с преимущественно метановым потоком в теплообменном канале 76. Нагретый поток выходит из теплообменного канала 82 и метанового экономайзера 74 по трубопроводу 128. Предпочтительно, чтобы температура нагретого преимущественно метанового потока, выходящего из теплообменного канала 82 по трубопроводу 128, была по меньшей мере примерно на 10°F (5°С) выше, чем температура потока в трубопроводе 124, и более предпочтительно, по меньшей мере примерно на 25°F (14°С) выше, чем температура потока в трубопроводе 124. Температура потока, выходящего из теплообменного канала 82 по трубопроводу 128, предпочтительно выше, чем примерно -50°F (-45°С), более предпочтительно выше, чем примерно 0°F (-18°С), еще более предпочтительно выше, чем примерно 25°F (-3,9°С), и наиболее предпочтительно находится в диапазоне от примерно 40°F до примерно 100°F (4,4-37,8°С).
Поток жидкой фазы, выходящий из камеры 80 мгновенного испарения высокой ступени по трубопроводу 130, проходит через второй метановый экономайзер 87, где жидкость дополнительно охлаждается парами мгновенного испарения, образованными ниже по потоку, с помощью устройства 88 косвенного теплообмена. Охлажденная жидкость выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубопроводу 132 и расширяется или мгновенно испаряется при помощи устройства понижения давления, показанного в виде расширительного клапана 91, для дальнейшего понижения давления и испарения второй части упомянутой жидкости. Данный двухфазный поток проходит в камеру 92 мгновенного испарения метана промежуточной ступени, где поток разделяется на газовую фазу, проходящую по трубопроводу 136, и жидкую фазу, проходящую по трубопроводу 134. Газовая фаза проходит по трубопроводу 136 во второй метановый экономайзер 87, где пар охлаждает жидкость, введенную в экономайзер 87 по трубопроводу 130, при помощи устройства 89 косвенного теплообмена. Трубопровод 138 служит в качестве переточного трубопровода между устройством 89 косвенного теплообмена во втором метановом экономайзере 87 и теплообменным каналом 95 в основном метановом экономайзере 74. Нагретый поток пара из теплообменного канала 95 выходит из основного метанового экономайзера 74 по трубопроводу 140 и подводится во впускное отверстие промежуточной ступени компрессора метана 83.
Давление потока жидкой фазы, выходящего из камеры 92 мгновенного испарения промежуточной ступени по трубопроводу 134, дополнительно понижается за счет прохождения через устройство понижения давления, показанное в виде расширительного клапана 93. И снова часть сжиженного природного газа подвергается испарению или мгновенному испарению. Двухфазный поток из расширительного клапана 93 направляется к конечной испарительной камере или камере 94 мгновенного испарения низкой ступени. В камере 94 мгновенного испарения паровая фаза отделяется и проходит по трубопроводу 144 во второй метановый экономайзер 87. Здесь пар выполняет функцию хладагента при помощи устройства 90 косвенного теплообмена, выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубопроводу 146, который соединен с первым метановым экономайзером 74, где пар выполняет функцию хладагента при помощи теплообменного канала 96. Нагретый поток пара из теплообменного канала 96 выходит из основного метанового экономайзера 74 по трубопроводу 148 и подводится во впускное отверстие низкой ступени компрессора 83.
Продукт сжиженного природного газа из камеры 94 мгновенного испарения низкой ступени, которая находится приблизительно при атмосферном давлении, проходит по трубопроводу 142 в резервуар 99 для хранения СПГ. В соответствии с общепринятой практикой сжиженный природный газ, находящийся в резервуаре 99 для хранения, можно транспортировать в желаемое место (как правило, с помощью океанского танкера для перевозки СПГ). Затем СПГ можно испарить на береговом терминале СПГ для транспортировки в газообразном состоянии по обычным трубопроводам природного газа.
Как показано на фиг.1, высокая, промежуточная и низкая ступени компрессора 83 предпочтительно объединены в одном устройстве. Хотя это может быть предпочтительным в некоторых вариантах осуществления, каждая ступень может быть реализована в виде отдельного блока, при этом каждый из блоков механически соединен с другими, таким образом, что блоки могут приводиться в действие одним приводом. Сжатый газ из секции низкой ступени проходит через охладитель 85 промежуточной ступени и объединяется с газом промежуточного давления в трубопроводе 140 перед второй ступенью сжатия. Сжатый газ из промежуточной ступени компрессора 83 проходит через охладитель 84 промежуточной ступени и объединяется с газом высокого давления, подаваемым по трубопроводу 128, перед третьей ступенью сжатия. Сжатый газ (т.е. поток сжатого газа открытого метанового цикла) отводится из высокой ступени компрессора метана по трубопроводу 150, охлаждается в охладителе 86 и направляется в пропановый холодильник 2 высокого давления по трубопроводу 152, как описано выше. Поток охлаждается в холодильнике 2 при помощи устройства 4 косвенного теплообмена и поступает в основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 154. Поток сжатого газа открытого метанового цикла из холодильника 2, который входит в основной метановый экономайзер 74, подвергается охлаждению в полном объеме с помощью прохождения через устройство 98 косвенного теплообмена. Этот охлажденный поток затем удаляется по трубопроводу 158 и охлаждается в этиленовом холодильнике 68 низкой ступени.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения система для получения СПГ, показанная на фиг.1, моделируется на компьютере с помощью традиционного программного обеспечения моделирования технологического процесса. Примеры подходящего программного обеспечения для моделирования включают HYSYS.TM. от Hyprotech, Aspen Plus.RTM. от Aspen Technology, Inc., и PRO/II.RTM. от Simulation Sciences Inc.
Хотя системы и способы, описанные в данном документе, были описаны подробно, следует понимать, что различные изменения, замены и модификации могут быть осуществлены без отступления от сущности и объема изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения. Специалисты в данной области техники смогут изучить предпочтительные варианты осуществления и определить другие способы практического использования изобретения, которые не являются в точности такими же, как описанные в данном документе. Согласно намерению авторов изобретения изменения и эквиваленты изобретения находятся в пределах объема формулы изобретения, в то время как описание, реферат и чертежи не должны использоваться для ограничения объема изобретения. В частности предполагается, что изобретение является настолько же широким, как и приведенная ниже формула изобретения и ее эквиваленты.

Claims (11)

1. Способ сжижения природного газа, включающий:
a) охлаждение части питающего потока природного газа с помощью косвенного теплообмена с первым хладагентом с формированием охлажденного питающего потока природного газа;
b) разделение охлажденного питающего потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций;
c) расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций;
d) разделение расширенного первого потока легких фракций на второй поток легких фракций и второй поток тяжелых фракций;
e) введение по меньшей мере части первого потока тяжелых фракций, по меньшей мере части второго потока легких фракций и по меньшей мере части второго потока тяжелых фракций в колонну удаления тяжелых фракций с формированием потока, обедненного тяжелыми фракциями, и потока, обогащенного тяжелыми фракциями;
f) охлаждение по меньшей мере части потока, обедненного тяжелыми фракциями, с помощью косвенного теплообмена со вторым хладагентом;
g) разделение по меньшей мере части потока, обогащенного тяжелыми фракциями, на поток орошения и более тяжелый поток; и h) сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.
2. Способ по п. 1, в котором стадии (а)-(h) осуществляют в многоступенчатой установке для сжижения природного газа каскадного типа.
3. Способ по п. 1, в котором первый хладагент содержит преимущественно пропан или преимущественно пропилен.
4. Способ по п. 1, в котором второй хладагент содержит преимущественно этан или преимущественно этилен.
RU2014109013A 2011-08-10 2012-08-09 Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций RU2607933C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161522049P 2011-08-10 2011-08-10
US61/522,049 2011-08-10
US13/570,690 US9920985B2 (en) 2011-08-10 2012-08-09 Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system
PCT/US2012/050147 WO2013028363A1 (en) 2011-08-10 2012-08-09 Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system
US13/570,690 2012-08-09

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014109013A RU2014109013A (ru) 2015-09-20
RU2607933C2 true RU2607933C2 (ru) 2017-01-11

Family

ID=47746760

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014109013A RU2607933C2 (ru) 2011-08-10 2012-08-09 Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9920985B2 (ru)
EP (1) EP2742300A4 (ru)
AP (1) AP2014007424A0 (ru)
AU (1) AU2012299287B2 (ru)
CA (1) CA2841624C (ru)
IL (1) IL230426A0 (ru)
RU (1) RU2607933C2 (ru)
WO (1) WO2013028363A1 (ru)

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8011191B2 (en) 2009-09-30 2011-09-06 Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc Refrigeration system having a variable speed compressor
US9863697B2 (en) * 2015-04-24 2018-01-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas
TWI641789B (zh) 2015-07-10 2018-11-21 艾克頌美孚上游研究公司 使用液化天然氣製造液化氮氣之系統與方法
TWI608206B (zh) * 2015-07-15 2017-12-11 艾克頌美孚上游研究公司 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
TWI606221B (zh) 2015-07-15 2017-11-21 艾克頌美孚上游研究公司 一倂移除溫室氣體之液化天然氣的生產系統和方法
US20170059241A1 (en) * 2015-08-27 2017-03-02 GE Oil & Gas, Inc. Gas liquefaction system and methods
AU2016372711B2 (en) 2015-12-14 2019-05-02 Exxonmobil Upstream Research Company Method of natural gas liquefaction on LNG carriers storing liquid nitrogen
AU2016372709B2 (en) 2015-12-14 2019-09-12 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating nitrogen from liquefied natural gas using liquefied nitrogen
US10760850B2 (en) * 2016-02-05 2020-09-01 Ge Oil & Gas, Inc Gas liquefaction systems and methods
AU2018218197B2 (en) * 2017-02-13 2020-07-02 Exxonmobil Upstream Research Company Increasing efficiency in an LNG production system by pre-cooling a natural gas feed stream
EP3586057B1 (en) 2017-02-24 2022-09-14 ExxonMobil Upstream Research Company Method of purging a dual purpose lng/lin storage tank
US11002481B2 (en) * 2017-03-20 2021-05-11 Sustainable Energy Solutions, Inc. Method for removing a foulant from a gas stream without external refrigeration
SG11202011552RA (en) 2018-06-07 2020-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2020036711A1 (en) 2018-08-14 2020-02-20 Exxonmobil Upstream Research Company Conserving mixed refrigerant in natural gas liquefaction facilities
JP7179157B2 (ja) 2018-08-22 2022-11-28 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 高圧エキスパンダプロセスのための熱交換器構成及びそれを用いた天然ガス液化方法
EP3841344A1 (en) 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
SG11202100716QA (en) 2018-08-22 2021-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Managing make-up gas composition variation for a high pressure expander process
WO2020106397A1 (en) 2018-11-20 2020-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and apparatus for improving multi-plate scraped heat exchangers
US11578545B2 (en) 2018-11-20 2023-02-14 Exxonmobil Upstream Research Company Poly refrigerated integrated cycle operation using solid-tolerant heat exchangers
RU2757207C2 (ru) * 2019-01-09 2021-10-12 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с выработкой газомоторных топлив (варианты)
RU2750864C2 (ru) * 2019-01-09 2021-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с получением газомоторных топлив (варианты)
CA3123235A1 (en) 2019-01-30 2020-08-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from lng refrigerant
US11668524B2 (en) 2019-01-30 2023-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from LNG refrigerant
EP3963274A4 (en) * 2019-04-29 2023-01-11 ConocoPhillips Company SOLVENT INJECTION AND RECOVERY IN AN LNG INSTALLATION
US11465093B2 (en) 2019-08-19 2022-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Compliant composite heat exchangers
US20210063083A1 (en) 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
US11806639B2 (en) 2019-09-19 2023-11-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021055021A1 (en) 2019-09-19 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US11083994B2 (en) 2019-09-20 2021-08-10 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with O2 enrichment for acid gas capture and sequestration
EP4034798B1 (en) 2019-09-24 2024-04-17 ExxonMobil Technology and Engineering Company Cargo stripping features for dual-purpose cryogenic tanks on ships or floating storage units for lng and liquid nitrogen

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2202078C2 (ru) * 2001-03-14 2003-04-10 ЗАО "Сигма-Газ" Способ ожижения природного газа
US6560989B1 (en) * 2002-06-07 2003-05-13 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of hydrogen-hydrocarbon gas mixtures using closed-loop gas expander refrigeration
RU2380628C1 (ru) * 2008-09-22 2010-01-27 ОАО "Тольяттиазот" Установка ожижения диоксида углерода
US20100175424A1 (en) * 2009-01-14 2010-07-15 Walther Susan T Methods and apparatus for liquefaction of natural gas and products therefrom

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3929438A (en) * 1970-09-28 1975-12-30 Phillips Petroleum Co Refrigeration process
GB1499798A (en) * 1974-03-04 1978-02-01 Petrocarbon Dev Ltd Providing methane and ethylene
GB1475475A (en) * 1974-10-22 1977-06-01 Ortloff Corp Process for removing condensable fractions from hydrocarbon- containing gases
US4012212A (en) * 1975-07-07 1977-03-15 The Lummus Company Process and apparatus for liquefying natural gas
US4195979A (en) * 1978-05-12 1980-04-01 Phillips Petroleum Company Liquefaction of high pressure gas
US4430103A (en) * 1982-02-24 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Cryogenic recovery of LPG from natural gas
US4445916A (en) 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US5325673A (en) 1993-02-23 1994-07-05 The M. W. Kellogg Company Natural gas liquefaction pretreatment process
US5600969A (en) 1995-12-18 1997-02-11 Phillips Petroleum Company Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer
EA000800B1 (ru) 1996-03-26 2000-04-24 Филлипс Петролеум Компани Способ извлечения конденсацией и отгонкой ароматических и/или высокомолекулярных углеводородов из сырья на основе метана и устройство для его осуществления
US5737940A (en) 1996-06-07 1998-04-14 Yao; Jame Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping
US5669238A (en) 1996-03-26 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Heat exchanger controls for low temperature fluids
DZ2535A1 (fr) * 1997-06-20 2003-01-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel.
US5983665A (en) 1998-03-03 1999-11-16 Air Products And Chemicals, Inc. Production of refrigerated liquid methane
US7310971B2 (en) 2004-10-25 2007-12-25 Conocophillips Company LNG system employing optimized heat exchangers to provide liquid reflux stream
US6289692B1 (en) 1999-12-22 2001-09-18 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process for LNG production
US6453698B2 (en) 2000-04-13 2002-09-24 Ipsi Llc Flexible reflux process for high NGL recovery
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6742358B2 (en) 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
UA76750C2 (ru) 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Способ сжижения природного газа (варианты)
FR2855526B1 (fr) 2003-06-02 2007-01-26 Technip France Procede et installation de production simultanee d'un gaz naturel apte a etre liquefie et d'une coupe de liquides du gaz naturel
US20050279132A1 (en) * 2004-06-16 2005-12-22 Eaton Anthony P LNG system with enhanced turboexpander configuration
US7600395B2 (en) * 2004-06-24 2009-10-13 Conocophillips Company LNG system employing refluxed heavies removal column with overhead condensing
PE20060989A1 (es) 2004-12-08 2006-11-06 Shell Int Research Metodo y dispositivo para producir una corriente de gas natural liquido
US20070012072A1 (en) 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
US20070056318A1 (en) 2005-09-12 2007-03-15 Ransbarger Weldon L Enhanced heavies removal/LPG recovery process for LNG facilities
JP2010501657A (ja) 2006-08-23 2010-01-21 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 炭化水素流の処理方法及び処理装置
US8899074B2 (en) 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US9377239B2 (en) 2007-11-15 2016-06-28 Conocophillips Company Dual-refluxed heavies removal column in an LNG facility
WO2009076357A1 (en) * 2007-12-10 2009-06-18 Conocophillps Company Optimized heavies removal system in an lng facility

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2202078C2 (ru) * 2001-03-14 2003-04-10 ЗАО "Сигма-Газ" Способ ожижения природного газа
US6560989B1 (en) * 2002-06-07 2003-05-13 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of hydrogen-hydrocarbon gas mixtures using closed-loop gas expander refrigeration
RU2380628C1 (ru) * 2008-09-22 2010-01-27 ОАО "Тольяттиазот" Установка ожижения диоксида углерода
US20100175424A1 (en) * 2009-01-14 2010-07-15 Walther Susan T Methods and apparatus for liquefaction of natural gas and products therefrom

Also Published As

Publication number Publication date
AU2012299287B2 (en) 2017-02-23
US9920985B2 (en) 2018-03-20
EP2742300A1 (en) 2014-06-18
AP2014007424A0 (en) 2014-02-28
IL230426A0 (en) 2014-03-31
WO2013028363A1 (en) 2013-02-28
CA2841624C (en) 2019-09-03
RU2014109013A (ru) 2015-09-20
CA2841624A1 (en) 2013-02-28
EP2742300A4 (en) 2016-09-14
US20130199238A1 (en) 2013-08-08
AU2012299287A1 (en) 2014-01-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2607933C2 (ru) Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций
KR101302310B1 (ko) 반폐쇄 루프 액화 천연 가스 처리
RU2414658C2 (ru) Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления
RU2170894C2 (ru) Способ распределения нагрузки в процессе каскадного охлаждения
US7234322B2 (en) LNG system with warm nitrogen rejection
US6793712B2 (en) Heat integration system for natural gas liquefaction
RU2330223C2 (ru) Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа
US7591149B2 (en) LNG system with enhanced refrigeration efficiency
NO334275B1 (no) Fremgangsmåte for fjerning av uorganiske komponenter med lave kokepunkt fra en trykksatt fluidstrøm, og apparat for fjerning av uorganiske komponenter med lave kokepunkt fra en trykksatt hydrokarbon-rik gasstrøm.
NO341516B1 (no) Fremgangsmåte og apparat for kondensering av naturgass
NO309340B1 (no) Fremgangsmåte og apparat for forbedring av effektiviteten av en åpen-syklus kaskadekjöleprosess
US9335091B2 (en) Nitrogen rejection unit
US20070283718A1 (en) Lng system with optimized heat exchanger configuration
US20120204598A1 (en) Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility
US20070056318A1 (en) Enhanced heavies removal/LPG recovery process for LNG facilities
US20110011127A1 (en) Process for Controlling Liquefied Natural Gas Heating Value
US9377239B2 (en) Dual-refluxed heavies removal column in an LNG facility
US9989304B2 (en) Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source
OA16711A (en) Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system.