[go: up one dir, main page]

RU2194930C2 - Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент - Google Patents

Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент Download PDF

Info

Publication number
RU2194930C2
RU2194930C2 RU99128052/06A RU99128052A RU2194930C2 RU 2194930 C2 RU2194930 C2 RU 2194930C2 RU 99128052/06 A RU99128052/06 A RU 99128052/06A RU 99128052 A RU99128052 A RU 99128052A RU 2194930 C2 RU2194930 C2 RU 2194930C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
cooling
methane
liquid
separation system
Prior art date
Application number
RU99128052/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU99128052A (ru
Inventor
Эрик Т. КОУЛ
Юджен Р. ТОМАС
Рональд Р. БАУЭН
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of RU99128052A publication Critical patent/RU99128052A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2194930C2 publication Critical patent/RU2194930C2/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
    • 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
    • F25J3/0266—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 carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—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 only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—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 only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration 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
    • F25J1/0243—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
    • F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • 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
    • 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
    • F25J3/0247—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 4 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
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally 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
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration 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
    • 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
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • 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
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
    • 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
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • F25J2220/84—Separating high boiling, i.e. less volatile components, e.g. NOx, SOx, H2S
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
    • Y10S62/929—From natural gas

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Изобретение относится к криогенным установкам. Способ производства богатой метаном жидкости под давлением осуществляется посредством охлаждения многокомпонентного питающего потока, содержащего метан и замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше, чем относительная испаряемость метана. Многокомпонентный питающий поток вводят в разделительную систему, имеющую секцию замораживания, работающую под давлением выше приблизительно 1380 кПа и в условиях формирования твердых частиц для замораживаемого компонента, и в ректификационную секцию, расположенную под секцией замораживания. Разделительная система производит поток богатого метаном пара и поток жидкости, богатой замораживаемым компонентом. По меньшей мере часть потока пара охлаждается для получения богатого метаном сжиженного потока, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость была в точке начала ее кипения или ниже для производства продукта и потока для обеспечения охлаждения разделительной системы. Использование изобретения позволит повысить экономичность и эффективность сжижения природного газа. 4 с. и 26 з.п.ф-лы, 3 ил., 3 табл.

Description

Область изобретения
Изобретение относится к способу сжижения природного газа и более конкретно относится к способу производства сжиженного природного газа под давлением (СПГПД) из потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент.
Предпосылки изобретения
Благодаря его качествам, относящимся к чистоте горения и удобству применения, природный газ в последние годы стал широко использоваться. Многие источники природного газа расположены в удаленных районах, на больших расстояниях от каких-либо коммерческих рынков газа. Иногда трубопровод доступен для транспортировки добытого природного газа к коммерческому рынку. Когда транспортировка по трубопроводу невозможна, добытый природный газ часто перерабатывают в сжиженный природный газ (называемый "СПГ") для транспортировки на рынок.
Одним из характерных признаков станции для сжижения природного газа являются большие инвестиционные капиталовложения, необходимые для создания станции. Оборудование, используемое для сжижения природного газа, в целом, довольно дорого. Станция для сжижения газа основана на нескольких базовых системах, включающих оборудование для очистки газа для удаления примесей, сжижения, охлаждения, энергетическое оборудование и сооружения для хранения и погрузки на транспортные средства. Хотя стоимость станции для сжижения природного газа широко колеблется в зависимости от местоположения станции, типичный обычный проект по сжижению природного газа может стоить от 5 до 10 миллиардов долларов США, включая расходы на разработку месторождения. Охладительные системы станции могут оцениваться в сумму, составляющую до 30% расходов.
Охладительные системы для сжижения природного газа дороги в связи с тем, что для сжижения природного газа необходимо очень сильное охлаждение. Типичный поток природного газа поступает в установку для сжижения природного газа под давлением от около 4830 кПа до около 7600 кПа и с температурами от около 20oС до около 40oС. Природный газ, которым преимущественно является метан, не может быть сжижен простым повышением давления, как в случае с более тяжелыми углеводородами, используемыми в энергетической области. Критическая температура метана составляет -82,5oС. Это означает, что метан может быть сжижен только при температуре, более низкой, чем эта, независимо от прилагаемого давления. Поскольку природный газ является смесью газов, он сжижается в пределах диапазона температур. Критическая температура природного газа составляет от около -85oС до около -62oС. Типично, составы природного газа при атмосферном давлении будут сжижаться в температурном диапазоне между около -165oС и -155oС. Поскольку охлаждающее оборудование составляет такую значительную часть затрат на оборудование для сжижения природного газа, большие усилия были приложены для уменьшения затрат на охлаждение.
Известно много систем для сжижения природного газа путем последовательного пропускания газа под повышенным давлением через множество этапов охлаждения, в течение которых газ охлаждается до последовательно более низких температур до сжижения газа. При обычном сжижении газ охлаждают до температуры, составляющей около -160oС при атмосферном давлении или близком к нему. Охлаждение обычно выполняют путем теплообмена с одним или более хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен и метан. Хотя много циклов охлаждения использовались для сжижения природного газа, наиболее широко используемыми сейчас на станциях для сжижения природного газа являются три типа: (1) "каскадный цикл", в котором используют много однокомпонентных хладагентов в теплообменниках, расположенных последовательно для уменьшения температуры газа до температуры сжижения, (2) "цикл расширения", который расширяет газ от высокого давления до низкого давления с соответствующим уменьшением температуры и (3) "цикл многокомпонентного охлаждения", в котором используется многокомпонентный хладагент в специально сконструированных теплообменниках. В большинстве циклов сжижения природного газа используются вариации или комбинации этих трех базовых типов.
На обычных станциях сжижения природного газа вода, углекислый газ, сернистые соединения, такие как сернистый водород и другие кислые газы, n-пентан и более тяжелые углеводороды, включая бензол, должны быть по существу удалены из процесса обработки природного газа до уровней, достигающих частей на миллион. Часть из этих соединений будет замерзать, вызывая проблемы закупоривания в обрабатывающем оборудовании. Другие соединения, такие как содержащие серу, как правило, удаляют для соответствия коммерческой спецификации. На обычной станции сжижения природного газа оборудование для очистки газа требуется для удаления углекислого газа и кислых газов. В оборудовании для очистки газа, как правило, используют регенеративный способ с химическим и/или физическим растворением, и оно требует значительных капиталовложений. Кроме того, эксплуатационные расходы также высоки. Дегидраторы с сухим слоем, такие как молекулярные сита, требуются для удаления водяного пара. Колонна для промывки газа и фракционирующее оборудование используются для удаления углеводородов, которые вызывают проблемы закупоривания. На обычном предприятии для сжижения природного газа также извлекают ртуть, поскольку она может вызвать повреждения оборудования, сконструированного из алюминия. Кроме того, большую часть азота, который может присутствовать в природном газе, удаляют после обработки, поскольку азот не останется в жидкой фазе при транспортировке обычного сжиженного природного газа, и наличие паров азота в контейнерах со сжиженным природным газом в пункте доставки нежелательно.
В промышленности остается насущной потребность в усовершенствованном способе сжижения природного газа, который содержит СО2, в концентрациях, которые вызвали бы его замораживание в процессе сжижения, и одновременно экономичен в потреблении мощности.
Краткое описание изобретения
Изобретение, в целом, относится к способу производства сжиженного природного газа под давлением (СПГПД), в котором питающий поток природного газа содержит замораживаемый компонент. Замораживаемый компонент, которым обычно бывает СО2, Н2S или другой кислый газ, может быть и любым другим компонентом, который потенциально может формировать твердые частицы в разделительной системе.
Согласно способу, соответствующему этому изобретению, многокомпонентный питающий поток, содержащий метан и замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше испаряемости метана, вводят в разделительную систему, имеющую морозильную секцию, работающую под давлением, которое выше чем приблизительно 1380 кПа, и в условиях, способствующих формированию твердых частиц из замораживаемого компонента, и ректификационную секцию, расположенную под морозильной секцией. Разделительная система, которая содержит зону управляемого замораживания ("ЗУЗ"), производит поток богатого метаном пара и поток жидкости, богатый замораживаемым компонентом. По меньшей мере часть потока пара охлаждается для производства богатого метаном сжиженного потока, имеющего температуру, которая выше приблизительно -112oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее. Первую часть сжиженного потока удаляют из процесса в форме потока сжиженного продукта под давлением (СПГПД). Вторая часть сжиженного потока возвращается в разделительную систему для выполнения функции хладагента в разделительной системе.
В одном примере осуществления изобретения поток пара выводят из верхнего района разделительной системы и сжимают до повышенного давления и охлаждают. Охлажденный, сжатый поток затем расширяется расширительным средством для производства преимущественно жидкого потока. Первая часть жидкого потока подается в качестве обратного потока в разделительную систему, посредством чего обеспечивается охлаждение с разомкнутым циклом разделительной системы, и вторая часть жидкого потока выводится как поток продукта, имеющий температуру, которая выше приблизительно -112oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или ниже нее.
В другом примере осуществления изобретения поток пара выводится из верхнего района разделительной системы и охлаждается системой охлаждения с замкнутым циклом для сжижения богатого метаном потока пара для производства жидкости, имеющей температуру, которая выше приблизительно -112oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или ниже нее.
Способ, соответствующий настоящему изобретению, может использоваться как для первичного сжижения природного газа у питающего источника для хранения и транспортировки, так и для повторного сжижения паров природного газа, выделяющихся при хранении и погрузке на транспортное средство. Соответственно, целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной, комплексной системы сжижения и удаления СО2 для сжижения или повторного сжижения природного газа с высокими концентрациями СО2 (более чем приблизительно 5%). Другой целью настоящего изобретения является получение усовершенствованной системы сжижения, в которой требуется существенно меньшая сила сжатия, чем в известных системах. Еще одной целью настоящего изобретения является получение более эффективного способа сжижения путем сохранения рабочей температуры в течение осуществления всего способа выше приблизительно -112oС, что позволяет выполнять обрабатывающее оборудование из менее дорогих материалов, чем требовалось бы для обычного способа сжижения природного газа, в котором по меньшей мере часть способа осуществляют при температурах до приблизительно -160oС. Охлаждение до очень низких температур согласно обычному способу сжижения природного газа очень дорого в сравнении с относительно умеренным охлаждением, требуемым для производства сжиженного природного газа под давлением согласно практике этого изобретения.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше понятны при обращении к следующему подробному описанию и прилагаемым фигурам, которые являются блок-схемами типовых примеров осуществления настоящего изобретения.
Фиг.1 схематически изображает криогенный процесс в зоне управляемого замораживания, в целом, иллюстрирующий замкнутый цикл охлаждения для производства сжиженного природного газа под давлением согласно способу, соответствующему настоящему изобретению.
Фиг.2 схематически изображает криогенный процесс в зоне управляемого замораживания, в целом, иллюстрирующий разомкнутый цикл охлаждения для производства сжиженного природного газа под давлением согласно способу, соответствующему настоящему изобретению.
Фиг. 3 схематически изображает еще один пример осуществления настоящего изобретения, в котором углекислый газ и метан разделяются ректификацией в ректификационной колонне, имеющей зону управляемого замораживания, в которой один верхний поток продукта является сжиженным природным газом под давлением, и другой верхний поток продукта является газом, сбываемым в потребительскую газовую магистраль.
Блок-схемы, представленные на фигурах, иллюстрируют различные примеры осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению. Фигуры не предназначены для исключения из объема изобретения других примеров его осуществления, которые являются нормальными и ожидаемыми модификациями этих конкретных примеров. Различные необходимые подсистемы, такие как насосы, клапаны, смесители потока, системы управления и датчики, были исключены на фигурах для упрощения и наглядности.
Описание предпочтительных примеров осуществления изобретения
Способ, соответствующий этому изобретению, обеспечивает ректификационное разделение в разделительной системе многокомпонентного питающего потока, содержащего метан и по меньшей мере один замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше испаряемости метана, в котором разделительная система содержит зону управляемого замораживания ("ЗУЗ"). Разделительная система производит верхний поток пара, обогащенного метаном, и нижний продукт, обогащенный замораживаемым компонентом. По меньшей мере часть верхнего потока пара затем сжижают для производства сжиженного природного газа, имеющего температуру, которая выше приблизительно -112oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или ниже ее. Этот продукт иногда здесь упоминается как сжиженный природный газ под давлением ("СПГПД"). Другую часть такого сжиженного верхнего потока возвращают в разделительную систему в качестве обратного потока.
Термин "точка начала кипения" означает температуру и давление, при которых жидкость начинает преобразовываться в газ. Например, если некоторый объем сжиженного природного газа под давлением удерживают под постоянным давлением, но его температура повышается, температура, при которой начинают формироваться пузырьки газа в сжиженном природном газе под давлением, является точкой начала кипения. В точке начала кипения сжиженный природный газ под давлением является насыщенной жидкостью. Предпочтительно, чтобы сжиженный природный газ под давлением не являлся конденсированным только до его точки начала кипения, а был дополнительно охлажден для добавочного понижения температуры жидкости. Добавочное охлаждение сжиженного природного газа под давлением уменьшает количество испарений при хранении, транспортировке и обращении.
До появления этого изобретения специалистам в данной области техники было хорошо понятно, что зона управляемого замораживания должна удалять нежелательный С2. Не было принято во внимание, что процесс управляемого замораживания мог бы объединяться с процессом сжижения для производства сжиженного природного газа под давлением.
Способ, соответствующий настоящему изобретению, более экономичен в применении, поскольку он требует меньше энергии для сжижения природного газа, чем способ, использовавшийся прежде, и оборудование, используемое согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, может выполняться из менее дорогих материалов. В противоположность этому способы известного уровня техники, предназначенные для производства сжиженного природного газа при атмосферных давлениях, имеющего такие низкие температуры как -160oС, требуют обрабатывающего оборудования, выполненного из дорогих материалов для безопасности работы.
Согласно этому изобретению потребность в энергии, требуемой для сжижения природного газа, содержащего значительные концентрации замораживаемого компонента, такого как СО2, значительно снижена в сравнении с потребностью в энергии для осуществления обычного способа производства сжиженного природного газа из такого природного газа. Уменьшение необходимой для охлаждения энергии, требуемой согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, приводит к большому сокращению капиталовложений, пропорциональному снижению производственных затрат и увеличению эффективности и надежности, таким образом значительно повышая экономичность производства сжиженного природного газа.
При рабочих давлениях и температурах, соответствующих настоящему изобретению, около 3,5 вес.% никеля может использоваться в трубопроводах и оборудовании в наиболее холодных рабочих районах процесса сжижения, тогда как более дорогое содержание 9 вес.% никеля или алюминия обычно требуется для такого же оборудования согласно обычному способу производства сжиженного природного газа. Это дает еще одно существенное уменьшение стоимости осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, в сравнении с известными способами производства сжиженного природного газа.
Первым важным обстоятельством при криогенной обработке природного газа является загрязнение. Сырой природный газ как исходное сырье, пригодное для осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, может содержать природный газ, полученный из скважины с сырой нефтью (попутный газ) или из газовой скважины (несвязанный газ). Сырой природный газ часто содержит воду, углекислый газ, сернистый водород, азот, бутан, углеводороды с шестью или более углеродными атомами в молекуле, грязь, сернистое железо, парафин и сырую нефть. Растворимости этих примесей варьируются в зависимости от температуры, давления и состава. При криогенных температурах СО2 вода и другие примеси могут формировать твердые частицы, которые могут забивать проходы для потоков в криогенных теплообменниках. Эти потенциальные трудности могут быть преодолены удалением таких примесей, если условия в их чистом компоненте, границы твердой фазы при определенных температуре и давлении прогнозируются. В следующем описании изобретения предполагается, что поток природного газа содержит СО2. Если поток природного газа содержит высокомолекулярные углеводороды, которые могли бы замораживаться при сжижении, эти тяжелые углеводороды будут удаляться вместе с СО2.
Одним преимуществом настоящего изобретения является то, что более высокие рабочие температуры допускают содержание в природном газе более высоких уровней концентрации замораживаемых компонентов, чем это было бы возможно при обычном способе сжижения природного газа. Например, на обычной станции для сжижения природного газа, которая производит сжиженный природный газ при температуре -160oС, содержание СО2 должно быть ниже приблизительно 50 частей на миллион для устранения проблем замораживания. В противоположность этому при поддержании рабочих температур выше приблизительно -112oС природный газ может содержать СО2 на таких высоких уровнях, как приблизительно 1,4 молекулярного % СО2 при температурах -112oС и 4,2% при -95oС без получения проблем замораживания при осуществлении способа сжижения, соответствующего настоящему изобретению.
Кроме того, при осуществлении способа, соответствующего настоящему изобретению, нет необходимости в удалении содержащихся в природном газе умеренных количеств азота, поскольку азот будет оставаться в жидкой фазе вместе со сжижаемыми углеводородами при рабочих давлениях и температурах, соответствующих настоящему изобретению. Способность уменьшения или в некоторых случаях исключения оборудования, требуемого для очистки газа и удаления азота, дает значительные технические и экономические преимущества. Эти и другие преимущества изобретения будут лучше понятны со ссылками на фигуры, иллюстрирующие способ сжижения.
Как показано на фиг.1, питающий поток 10 природного газа поступает в систему под давлением выше приблизительно 3100 кПа и более предпочтительно выше приблизительно 4800 кПа и с температурами предпочтительно от около 0oС до 40oС; однако, если необходимо, могут использоваться разные давления и температуры, и система может быть соответственно модифицирована. Если поток 10 газа имеет давление ниже приблизительно 1380 кПа, он может быть сжат пригодным компрессорным средством (не показано), которое может содержать один или более компрессоров. В этом описании способа, соответствующего изобретению, предполагается, что поток 10 природного газа был должным образом обработан для удаления воды с использованием обычных и хорошо известных способов (не показаны на фиг.1) для получения "сухого" потока природного газа.
Питающий поток 10 проходит через охладитель 30. Охладитель 30 может содержать один или более обычных теплообменников, которые охлаждают поток природного газа до криогенных температур, предпочтительно до приблизительно -50oС ÷ -70oС и более предпочтительно до температур, немного превышающих температуру затвердевания СО2. Охладитель 30 может содержать одну или более теплообменных систем, охлаждаемых обычными охладительными устройствами, одно или более расширительных средств, таких как клапаны Джоуля-Томсона или турборасширители, один или более теплообменников, в которых в качестве хладагента используется жидкость из нижней секции фракционирующей колонны 31, один или более теплообменников, в которых в качестве хладагента используется нижний поток продукта из фракционирующей колонны 31, или любой другой пригодный источник охлаждения. Предпочтительная охлаждающая система будет зависеть от доступности охлаждающих средств, ограничений пространства, если они есть, и соображений охраны окружающей среды и безопасности. Специалисты в данной области техники могут выбрать пригодную систему охлаждения, принимая во внимание рабочие условия процесса сжижения.
Охлажденный поток 11, выходящий из питающего охладителя 30, подается во фракционирующую колонну 31, имеющую зону управляемого замораживания ("ЗУЗ"), которая является специальной секцией для отверждения и плавления СО2. Секция управляемого замораживания, в которой осуществляется отверждение и плавление СО2, не содержит насадки или желобов, как обычные дистилляционные колонны, вместо этого она содержит одно или более распылительных сопел и плавильный поддон. Твердый СО2 формируется в испарительном пространстве в дистилляционной колонне и падает в жидкость в плавильном поддоне. По существу все формируемые твердые частицы оказываются заключенными в зону управляемого замораживания. Ректификационная колонна 31 имеет обычную ректификационную секцию ниже секции управляемого замораживания и предпочтительно еще одну ректификационную секцию выше секции управляемого замораживания. Конструкция и работа фракционирующей колонны 31 известны специалистам в данной области техники. Примеры конструкций зон управляемого замораживания раскрыты в патентах США 4533372, 4923493, 5062270, 5120338 и 5265428.
Богатый СО2 поток 12 выходит из нижней части колонны 31. Жидкий нижний продукт нагревается во вторичном испарителе 35 и его часть возвращается в нижнюю секцию колонны 31 в виде испарений. Оставшаяся часть (поток 13) выходит из процесса обработки в виде богатого СО2 продукта. Богатый метаном поток 14 выходит из верхней части колонны 31 и проходит через теплообменник 32, который охлаждается потоком 17, сообщающимся с обычной охлаждающей системой 33 с замкнутым циклом. Может использоваться однокомпонентная, многокомпонентная или каскадная охлаждающая система. Каскадная охлаждающая система могла бы содержать по меньшей мере два замкнутых цикла охлаждения. Охлаждающая система с замкнутым циклом может использовать в качестве хладагентов метан, этан, пропан, бутан, пентан, углекислый газ, сернистый водород и азот. Предпочтительно, в охлаждающей системе с замкнутым циклом преобладающим хладагентом является пропан. Хотя на фиг.1 показан только один теплообменник 32, согласно этому изобретению может использоваться множество теплообменников для охлаждения потока 14 пара в течение множества этапов. Теплообменник 32 предпочтительно конденсирует по существу весь поток 14 пара в жидкость. Выходящий из теплообменника поток 19 имеет температуру, которая выше приблизительно -112oС, и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или более низкой. Первая часть жидкого потока 19 проходит, как поток 20, в пригодное средство 34 для хранения, такое как стационарная цистерна для хранения, или на транспортное средство, такое как судно для перевозки сжиженного природного газа под давлением, грузовик или железнодорожная цистерна, пригодные для содержания сжиженного природного газа под давлением с температурой выше приблизительно -112oС и под давлением, достаточным для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или более низкой. Вторая часть жидкого потока 19 возвращается в виде потока 21 в разделительную колонну 31 для охлаждения разделительной колонны 31. Относительные пропорции потоков 20 и 21 будут зависеть от состава питающего газа 10, рабочих характеристик разделительной колонны 31 и желательной спецификации продукта.
При хранении, транспортировке и обращении со сжиженным природным газом может появляться заметное количество "испарений" в результате испарения сжиженного природного газа. Способ, соответствующий настоящему изобретению, может при необходимости содержать повторное сжижение испарений, которые богаты метаном. Как показано на фиг.1, поток 16 испарений может при необходимости вводиться в поток 14 пара для охлаждения теплообменником 32. Поток 16 испарений должен иметь давление (или близкое к нему) потока 14 пара, в который вводят испарения. В зависимости от давления испарений может требоваться регулирование давления испарений при помощи одного или более компрессоров или расширителей (не показаны на фигурах) для соответствия давлению в точке, где испарения поступают в процесс сжижения.
Небольшая часть потока 14 пара может при необходимости удаляться из процесса в качестве топлива (поток 15) для подачи части энергии, необходимой для приведения в действие компрессоров и насосов в процессе сжижения. Это топливо может при необходимости использоваться как источник охлаждения для содействия охлаждению питающего потока 10.
Фиг. 2 схематически иллюстрирует другой пример осуществления настоящего изобретения, в котором охлаждение с разомкнутым циклом используют для обеспечения охлаждения разделительной колонны 51 и для производства сжиженного природного газа под давлением. Как показано на фиг.2, многокомпонентный поток 50 газа, содержащего метан и углекислый газ, который был обезвожен и охлажден любым пригодным средством охлаждения (не показано на фиг.2), подают в колонну 51 с зоной управляемого замораживания, которая имеет точно такую же конструкцию, как и разделяющая колонна 31, показанная на фиг.1. Этот пример осуществления изобретения эффективно устраняет возможность формирования твердых частиц в процессе сжижения путем направления питающего потока 64 непосредственно в колонну 51 с зоной управляемого замораживания.
Температура газа, подаваемого в колонну 51 с зоной управляемого замораживания, предпочтительно выше температуры затвердевания СО2. Богатый метаном поток 52 пара выходит из верхней части колонны 51 с зоной управляемого замораживания, и обогащенный углекислым газом поток 53 выходит из нижней части колонны 51 с зоной управляемого замораживания. Жидкий нижний продукт нагревается во вторичном испарителе 65 и его часть возвращается в нижнюю секцию колонны 51 с зоной управляемого замораживания как вторично испаренный пар. Оставшаяся часть (поток 54) выводится из процесса обработки в виде богатого СО2 жидкого продукта.
Первая часть верхнего потока 52 возвращается назад в колонну 51 с зоной управляемого замораживания в виде потока 64 для обеспечения охлаждения с замкнутым контуром колонны 51 с зоной управляемого замораживания. Вторая часть верхнего потока 52 выводится (поток 63) в виде полученного сжиженного природного газа под давлением, которое соответствует рабочему давлению колонны 51 с зоной управляемого замораживания или близко к нему, и с температурой, которая выше приблизительно -112oС. Третья часть верхнего потока 52 может при необходимости выводиться (поток 59) для использования в качестве газа для потребительской магистрали или для дальнейшей обработки.
Принципиальные компоненты охлаждения с разомкнутым циклом в этом примере осуществления изобретения содержат сжатие одним или более компрессорами 57 верхнего потока 52, выходящего из верхней части колонны 51 с зоной управляемого замораживания, охлаждение сжатого газа одним или более охладителями 58, прохождение по меньшей мере части охлажденного газа (поток 61) в одно или более расширительных средств 62 для уменьшения давления потока газа и его охлаждения, и подачу части (поток 64) охлажденного расширенного потока в колонну 51 с зоной управляемого замораживания. Возврат части верхнего потока 52 согласно этому способу обеспечивает охлаждение с разомкнутым циклом колонны 51 с зоной управляемого замораживания. Поток 60 предпочтительно охлаждается теплообменником 55, который также нагревает верхний поток 52. Давлением потока 64 предпочтительно управляют путем регулирования силы сжатия, производимой компрессором 57, для обеспечения того, чтобы давления в жидкости потоков 60, 61 и 64 были достаточно высоки для предотвращения формирования твердых частиц. Возвращение по меньшей мере части верхнего потока 52 пара в верхнюю часть колонны 51 в виде жидкости, конденсированной охлаждением с разомкнутым циклом, также обеспечивает обратный приток в колонну 51.
Колонна 51 с зоной управляемого замораживания имеет обычную ректификационную секцию над секцией управляемого замораживания. Секция управляемого замораживания выполняет формирование и плавление твердых частиц СО2. При начале работы весь поток 64 может направляться непосредственно в секцию управляемого замораживания. Когда поток 64 становится бедным веществами, формирующими твердые частицы, большая часть потока 64 может подаваться в ректификационную секцию колонны, находящуюся над секцией управляемого замораживания.
Фиг. 3 схематически иллюстрирует другой пример осуществления настоящего изобретения, в котором способом, соответствующим настоящему изобретению, в качестве потоков продукта производят как сжиженный природный газ под давлением, так и газ для потребительской магистрали. В этом примере осуществления изобретения верхние потоки продукта представляют 50% сжиженного природного газа под давлением (поток 126) и 50% газа (поток 110) для потребительской магистрали. Однако дополнительный сжиженный природный газ под давлением, достигающий 100% всего объема, может производиться благодаря применению дополнительного охлаждения либо путем теплообмена с более холодными жидкостями, либо понижением давления в расширителе за счет применения оборудования для дополнительного сжатия и дополнительных охладителей. Также меньше сжиженного природного газа под давлением можно производить, применяя меньшее охлаждение.
Относительно фиг.3 предполагается, что питающий поток 101 природного газа содержит свыше 5 молекулярных % СО2 и по существу не содержит воды для предотвращения образования замороженных частиц и гидрата в процессе обработки. После обезвоживания питающий поток охлаждают, понижают его давление и подают в ректификационную колонну 190, работающую под давлением в пределах от приблизительно 1379 кПа до приблизительно 4482 кПа. Ректификационная колонна 190, которая имеет секцию управляемого замораживания подобно разделяющей колонне 31, показанной на фиг.1, разделяет питающий поток на обогащенный метаном верхний парообразный продукт и обогащенный углекислым газом жидкий нижний продукт. Согласно настоящему изобретению ректификационная колонна 190 имеет по меньшей мере две и предпочтительно три отдельные секции: ректификационную секцию 193, зону 192 управляемого замораживания (ЗУЗ), расположенную над ректификационной секцией 193, и при необходимости верхнюю ректификационную секцию 191.
В этом примере питающий поток подается в верхнюю часть ректификационной секции 193 в форме потока 105, где он подвергается обычной ректификации. Ректификационные секции 191 и 193 содержат поддоны и/или насадки и обеспечивают необходимый контакт между жидкостями, стекающими вниз, и парами, поднимающимися вверх. Более легкие пары выходят из ректификационной секции 193 и поступают в зону 192 управляемого замораживания. Поступив в зону 192 управляемого замораживания, пары входят в контакт с жидкостью (возвратной жидкостью, распыляемой в зоне замораживания), исходящей из сопел или распылительных узлов 194. Затем пары продолжают подниматься вверх через верхнюю ректификационную секцию 191. Для эффективного отделения СО2 от потока природного газа в колонне 190 требуется охлаждение для обеспечения перемещения в жидком состоянии в верхних секциях колонны 190. Согласно практике, применяемой в данном примере осуществления изобретения, охлаждение верхней части колонны 190 обеспечивается охлаждением с разомкнутым циклом.
В примере осуществления изобретения, показанном на фиг.3, поступающий питающий газ разделяется на два потока: поток 102 и поток 103. Поток 102 охлаждается в одном или более теплообменников. В этом примере используют три теплообменника 130, 131 и 132 для охлаждения потока 102 и для выполнения функции вторичного испарителя для выработки тепла для ректификационной секции 193 колонны 190. Поток 103 охлаждается одним или более теплообменниками, состоящими в теплообменном контакте с одним из нижних потоков продукта колонны 190. Фиг. 3 изображает два теплообменника 133 и 141, которые нагревают нижние продукты, выходящие из колонны 190. Однако количество теплообменников, обеспечивающих охлаждение питающего потока, будет зависеть от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь ими, скорость потока входящего газа, состав входящего газа, температуру питающего газа и требования теплообмена. При необходимости, хотя это и не показано на фиг.3, питающий поток 101 может охлаждаться обрабатывающим потоком, выходящим из верхней части колонны 190. В качестве другой возможности питающий поток 101 может охлаждаться по меньшей мере частично обычными охлаждающими системами, такими как однокомпонентные или многокомпонентные охлаждающие системы.
Потоки 102 и 103 вновь комбинируются, и комбинированный поток проходит через пригодное расширительное средство, такое как клапан 150 Джоуля-Томсона, достигая давления, приблизительно соответствующего рабочему давлению в разделительной колонне 190. В альтернативном варианте вместо клапана 150 Джоуля-Томсона может использоваться турборасширитель. Мгновенное расширение при помощи клапана 150 образует охлажденный расширением поток 105, который направлен в верхнюю часть ректификационной секции 193 в точку, где температура предпочтительно достаточно высока для исключения замораживания СО2.
Верхний поток 106 пара из разделительной колонны 190 проходит через теплообменник 145, который нагревает поток 106 пара. Нагретый поток пара (поток 107) повторно сжимается однокаскадным сжатием или многокаскадным сжатием рядом компрессоров. В этом примере поток 107 проходит последовательно через два обычных компрессора 160 и 161. После каждого этапа сжатия поток 107 охлаждается дополнительными охладителями 138 и 139 предпочтительно с использованием в качестве охлаждающего вещества окружающего воздуха или воды. При сжатии и охлаждении потока 107 получают газ, который может использоваться для сбыта в потребительскую газовую магистраль или подвергаться дальнейшей обработке. Сжатие потока 107 пара обычно будет производиться до получения по меньшей мере давления, соответствующего требованиям магистрали.
Часть потока 107 после прохождения через компрессор 160 может при необходимости выводиться (поток 128) для использования в качестве топлива для станции обработки газа. Другая часть потока 107 после прохождения через дополнительный охладитель 139 выводится (поток 110) в качестве потребительского газа. Оставшаяся часть потока 107 проходит, как поток 108, в теплообменники 140, 136 и 137.
Поток 108 охлаждается в теплообменниках 136 и 137 холодной жидкостью из потока 124, выходящего из нижней части колонны 190. Поток 108 затем дополнительно охлаждается в теплообменнике 145 благодаря теплообмену с верхним потоком 106 пара, получаемого при нагреве потока 106. Поток 108 затем расширяется пригодным расширительным устройством, таким как расширитель 158, для получения давления, приблизительно равного рабочему давлению колонны 190. Затем поток 108 разделяется, при этом одна его часть проходит как сжиженный природный газ под давлением (поток 126) с температурой выше приблизительно -112oС и давлением выше приблизительно 1380 кПа для хранения или транспортировки. Другая часть (поток 109) поступает в разделительную колонну 190. Давление на выходе компрессора 161 регулируется для получения давления, которое достаточно высоко для того, чтобы падение давления в расширителе 158 производило достаточное охлаждение для обеспечения того, что потоки 109 и 126 преимущественно представляют собой жидкость, обогащенную метаном. Для производства дополнительного сжиженного природного газа под давлением (поток 126) дополнительное сжатие может производиться после компрессора 160 и до теплообменника 136. Для начала процесса поток 109 предпочтительно подают через поток 109А и впрыскивают непосредственно в секцию 192 управляемого замораживания при помощи распылительного сопла 194. После того как процесс начался, поток 109 может подаваться (поток 109В) в верхнюю секцию 191 разделительной колонны 190.
Поток 115 обогащенного СО2, жидкого продукта выходит из нижней части колонны 190. Поток 115 разделяется на две части: поток 116 и поток 117. Поток 116 проходит через пригодное расширительное средство, такое как клапан 153 Джоуля-Томсона, для понижения давления. Поток 124, который выходит из клапана 153, затем нагревается в теплообменнике 136, и поток 124 проходит через другой клапан 154 Джоуля-Томсона и еще один теплообменник 137. Полученный в результате поток 125 затем сливается с потоком 120 пара, выходящего из отделителя 181.
Поток 117 расширяется пригодным расширительным устройством, таким как расширительный клапан 151, и проходит через теплообменник 133, таким образом охлаждая питающий поток 103. Поток 117 затем направляется в разделитель 180, являющийся обычным устройством для разделения газа и жидкости. Пар из разделителя 180 (поток 118) проходит через один или более компрессоров и насосов высокого давления для повышения давления. На фиг.3 показана серия из двух компрессоров 164 и 165 и насос 166 с обычными охладителями 143 и 144. Поток 122 продукта, выходящий из насоса этой серии, имеет давление и температуру, пригодные для нагнетания в подземные формации.
Жидкие продукты, выходящие из разделителя 180 потоком 119, проходят через расширительное устройство, такое как расширительный клапан 152, и затем проходят через теплообменник 141, который находится в теплообменном взаимодействии с питающим потоком 103, таким образом дополнительно охлаждая питающий поток 103. Поток 119 затем направляется в разделитель 181, являющийся обычным устройством для разделения газа и жидкости. Пары из разделителя 181 проходят (поток 120) в компрессор 163, за которым следует обычный дополнительный охладитель 142. Поток 120 затем сливается с потоком 118. Любой конденсат, доступный из потока 121, может извлекаться обычными способами мгновенного испарения или стабилизации и затем может продаваться, сжигаться или использоваться в качестве топлива.
Хотя разделительные системы, показанные на фиг.1-3, имеют только одну ректификационную колонну (колонна 31 на фиг.1, колонна 51 на фиг.2 и колонна 190 на фиг. 3), разделительные системы, соответствующие настоящему изобретению, могут содержать две или более ректификационных колонн. Например, для уменьшения высоты колонны 190, показанной на фиг.3, может быть желательно разделить колонну 190 на две или более колонн (не показаны на фигурах). Первая колонна содержит две секции: ректификационную секцию и зону управляемого замораживания над дистилляционной секцией, и вторая колонна содержит одну ректификационную секцию, которая выполняет такую же функцию, как и секция 191, показанная на фиг.3. Многокомпонентный питающий поток подают в первую ректификационную колонну. Жидкий осадок из второй колонны подают в зону замораживания первой колонны. Верхний пар из первой колонны подают в нижний район второй колонны. Вторая колонна имеет такой же разомкнутый цикл охлаждения, как показано на фиг.3 относительно колонны 190. Поток пара из второй ректификационной колонны выводят, охлаждают и часть его возвращают в верхний район второй разделительной колонны.
Примеры
Имитированные балансы массы и энергии были выполнены для иллюстрации примеров осуществления изобретения, показанных на фиг.1 и фиг.3, и результаты показаны в таблицах 1 и 2 соответственно, приведенных ниже. Для данных, представленных в таблице 1, предполагалось, что верхний поток продукта являлся 100%-ным сжиженным природным газом под давлением (поток 20 на фиг.1) и охлаждающая система была каскадной пропан-этиленовой системой. Для данных, представленных в таблице 2, предполагалось, что верхние потоки продукта составляют 50% сжатого сжиженного природного продукта (поток 126 на фиг.3) и 50% потребительского газа (поток 110 на фиг.3).
Данные были получены с использованием доступной на рынке программы имитации процесса, называемой HYSYSTM (поставляемой Hyprotech Ltd. Of Calgary, Canada); однако другие доступные на рынке программы имитации процесса могут использоваться для получения данных, включая, например, HYSIMTM, PROIITM и ASPEN PLUSTM, которые известны специалистам в данной области техники. Данные, представленные в таблицах, предложены для лучшего понимания примеров осуществления изобретения, показанных на фиг.1 и 3, но изобретение не должно истолковываться, как ограниченное ими. Температуры и скорости потоков не должны рассматриваться как ограничения изобретения, которое может иметь много вариаций температур и скоростей потоков, в рамках здесь изложенного.
Дополнительная имитация способа была осуществлена с использованием базовой блок-схемы, показанной на фиг.1 (применяя такой же состав питающего потока и температуру, как и использованные для получения данных, показанных в таблице 1), для производства обычного сжиженного природного газа под давлением, близким к атмосферному, и с температурой -161oС. Обычный способ производства сжиженного природного газа с применением зоны управляемого замораживания требует значительно большего охлаждения, чем способ производства сжиженного природного газа под давлением с применением зоны управляемого замораживания, показанный на фиг.1. Для получения охлаждения, требуемого для производства сжиженного природного газа при температуре -161oС, охлаждающая система должна быть расширена от системы с каскадом пропан/этилен до системы с каскадом пропан/этилен/метан. Дополнительно, поток 20 мог бы требовать дальнейшего охлаждения с использованием метана и давление продукта могло бы понижаться с использованием расширителя жидкости или клапана Джоуля-Томсона для производства сжиженного природного газа при атмосферном давлении или близком к нему. Из-за пониженных температур СО2, содержащийся в сжиженном природном газе, должен удаляться до уровня, составляющего приблизительно 50 частей на миллион, для устранения проблем, связанных с замораживанием СO2 при осуществлении этого способа, вместо 2% CO2 согласно способу получения сжиженного природного газа под давлением с применением зоны управляемого замораживания, показанному на фиг.1.
Таблица 3 демонстрирует сравнение требований к сжатию хладагента для обычного способа получения сжиженного природного газа и способа получения сжиженного природного газа под давлением, описанного в имитированном примере, изложенном в предшествующем абзаце. Как показано в таблице 3, суммарная требуемая сила сжатия хладагента была на 67% выше для производства обычного сжиженного природного газа в сравнении с производством сжиженного природного газа под давлением согласно настоящему изобретению.
Специалист в данной области техники, в особенности, пользующийся преимуществами, предложенными этим патентом, найдет множество модификаций и вариантов осуществления конкретных способов, описанных выше. Например, множество различных температур и давлений может использоваться согласно изобретению в зависимости от общей конструкции системы и состава питающего газа. Кроме того, цепочка охлаждения питающего газа может быть дополнена или изменена в зависимости от общих конструктивных потребностей для достижения требований оптимального и эффективного теплообмена. Кроме того, некоторые операции способа могут выполняться с применением дополнительных устройств, которые взаимозаменяемы с показанными устройствами. Например, разделение и охлаждение могут выполняться в одном устройстве. Как изложено выше, конкретно описанные варианты осуществления изобретения и примеры не следует использовать для ограничения объема изобретения, который определен приведенными ниже пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.

Claims (30)

1. Способ производства богатой метаном сжатой жидкости из многокомпонентного питающего потока, содержащего метан и замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше, чем испаряемость метана, включающий (a) введение многокомпонентного питающего потока в разделительную систему, имеющую секцию замораживания, работающую при давлении выше приблизительно 1380 кПа и с условиями формирования твердых частиц для замораживаемого компонента, и ректификационную секцию, расположенную под секцией замораживания, указанная разделительная система производит поток пара, богатого метаном, и поток жидкости, богатой замораживаемым компонентом; (b) охлаждение по меньшей мере части указанного потока пара для получения богатого метаном сжиженного потока, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или более низкой; (c) выведение первой части сжиженного потока операции (b) в качестве потока сжиженного продукта, богатого метаном, и (d) введение второй части сжиженного потока операции (b) в указанную разделительную систему для обеспечения охлаждения указанной разделительной системы.
2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий введение потока сжиженного продукта в средство для хранения при температуре выше -112oС.
3. Способ по п. 1, в котором операция (b) охлаждения дополнительно содержит этапы сжатия указанного потока пара для получения потока высокого давления, охлаждения по меньшей мере части указанного сжатого потока в теплообменнике и расширения охлажденного, сжатого потока до получения меньшего давления, посредством чего сжатый поток дополнительно охлаждается для получения богатого метаном сжиженного потока, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или более низкой.
4. Способ по п. 3, в котором охлаждение сжатого потока в теплообменнике производится наружным теплообменом с потоком пара операции (а).
5. Способ по п. 3, дополнительно содержащий охлаждение потока жидкости, произведенного указанной разделительной системой, путем расширения, и использование расширенного охлажденного потока жидкости для охлаждения наружным теплообменом сжатого потока.
6. Способ по п. 3, дополнительно содержащий регулирование давления сжатого потока и давления расширенного потока для предотвращения формирования твердых частиц во второй части сжиженного потока, введенного в разделительную систему.
7. Способ по п. 1, в котором указанная разделительная система в ходе операции (а) содержит первую ректификационную колонну и вторую ректификационную колонну, причем указанная первая ректификационная колонна содержит ректификационную секцию и зону замораживания, расположенную над ректификационной секцией, указанная вторая ректификационная колонна содержит ректификационную секцию, дополнительно включающий операции введения указанного многокомпонентного питающего потока операции (а) в указанную первую ректификационную колонну, подачи верхнего потока пара из указанной зоны замораживания в нижний район второй ректификационной колонны, выведения потока пара из второй ректификационной колонны и охлаждения указанного потока пара согласно операции (b), подачи второй части сжиженного потока операции (d) в верхний район указанной второй разделительной колонны, выведения нижнего потока жидкости из указанной второй ректификационной колонны и подачи нижнего потока жидкости в указанную зону замораживания указанной первой ректификационной колонны.
8. Способ по п. 1, в котором разделительная система содержит первую ректификационную секцию, вторую ректификационную секцию, расположенную под первой ректификационной секцией, и зону замораживания, расположенную между первой и второй ректификационными секциями, в котором вторую часть сжиженного потока операции (d) вводят в первую ректификационную секцию.
9. Способ по п. 1, в котором охлаждение указанного потока пара в ходе операции (b) выполняют в теплообменнике, охлаждаемом охладительной системой с замкнутым циклом.
10. Способ по п. 9, в котором охладительная система с замкнутым циклом содержит пропан в качестве преобладающего хладагента.
11. Способ по п. 9, котором охладительная система с замкнутым циклом имеет хладагент, содержащий метан, этан, пропан, бутан, пентан, углекислый газ, сернистый водород и азот.
12. Способ по п. 1, дополнительно содержащий перед операцией (b) введение в указанный процесс испарений, полученных при испарении богатого метаном сжиженного газа.
13. Способ по п. 1, в котором сжижение потока газа выполняют с использованием двух замкнутых циклов охлаждения в каскадной конфигурации.
14. Способ по п. 1, в котором многокомпонентный поток газа операции (b) имеет давление выше 3100 кПа.
15. Способ по п. 1, в котором замораживаемым компонентом является углекислый газ.
16. Способ по п. 1, в котором операция (b) охлаждения дополнительно включает этапы сжатия указанного потока пара для получения сжатого потока, охлаждения по меньшей мере части указанного сжатого потока в теплообменнике, выведения первой части охлажденного сжатого потока в качестве потока газообразного продукта и расширения второй части охлажденного, сжатого потока до получения меньшего давления, посредством чего сжатый поток дополнительно охлаждается для получения богатого метаном сжиженного потока, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала его кипения или более низкой.
17. Способ разделения многокомпонентного питающего потока, содержащего по меньшей мере метан и по меньшей мере один замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше, чем испаряемость метана, для производства обогащенного метаном жидкого продукта, включающий (a) введение многокомпонентного питающего потока в разделительную систему, причем указанная разделительная система работает в условиях формирования твердых частиц для указанного замораживаемого компонента; (b) выведение потока пара из верхнего района указанной разделительной системы; (c) сжатие указанного потока пара для получения потока с более высоким давлением; (d) охлаждение по меньшей мере части указанного сжатого потока с использованием холода, получаемого от потока пара операции (b); (e) расширение указанного охлажденного сжатого потока для дополнительного охлаждения указанного сжатого потока, причем указанный расширенный поток преимущественно представляет собой жидкость; (f) подачу по меньшей мере части указанного расширенного потока в верхний район разделительной системы для обеспечения охлаждения указанной разделительной системы; и (g) извлечение из расширенного потока жидкого продукта, богатого метаном.
18. Способ по п. 17, дополнительно содержащий извлечение части указанного сжатого потока пара операции (с) и охлаждения оставшейся части указанного потока пара согласно операции (d).
19. Способ по п. 17, в котором указанный поток пара операции (b) нагревают перед сжатием в ходе операции (с).
20. Способ по п. 17, в котором разделительная система содержит первую ректификационную секцию, вторую ректификационную секцию, расположенную под первой ректификационной секцией, и зону замораживания, расположенную между первой и второй ректификационными секциями, в котором расширенный поток жидкости вводят в первую ректификационную секцию.
21. Способ по п. 20, в котором указанный многокомпонентный питающий поток вводят под первую ректификационную секцию.
22. Способ по п. 17, дополнительно включающий удаление жидкости из разделительной системы, охлаждение указанной жидкости расширительным средством и по меньшей мере частичное испарение указанной жидкости благодаря теплообмену со сжатым потоком операции (с).
23. Способ по п. 17, дополнительно включающий удаление из разделительной системы жидкости, обогащенной указанным замораживаемым компонентом, охлаждение указанной жидкости, обогащенной замораживаемым компонентом при помощи расширительного средства и охлаждение многокомпонентного питающего потока до того, как он поступает в разделительную систему при помощи теплообмена с указанной подвергнутой расширению обогащенной замораживаемым компонентом жидкостью.
24. Способ по п. 17, дополнительно включающий охлаждение многокомпонентного потока расширительным средством до того, как он поступает в разделительную систему.
25. Способ по п. 17, в котором давление потока с повышенным давлением операции (с) и давление расширенного потока (е) регулируют для предотвращения формирования твердых частиц в потоке, подаваемом в разделительную систему в ходе операции (f).
26. Способ по п. 17, в котором поток извлеченного жидкого продукта операции (g) имеет давление выше приблизительно 1380 кПа.
27. Способ производства сжиженного природного газа под давлением около 1380 кПа из многокомпонентного питающего потока, содержащего метан и замораживаемый компонент, имеющий относительную испаряемость, которая меньше, чем испаряемость метана, включающий (а) введение многокомпонентного питающего потока в разделительную систему, причем указанная разделительная система работает в условиях формирования твердых частиц для указанного замораживаемого компонента; (b) выведение потока пара из верхнего района указанной разделительной системы; (c) сжатие указанного потока пара для получения потока с более высоким давлением; (d) охлаждение по меньшей мере части указанного сжатого потока с использованием холода, получаемого от потока пара операции (b); (e) расширение указанного охлажденного сжатого потока для дополнительного охлаждения указанного сжатого потока, причем указанный расширенный поток преимущественно представляет собой жидкость под давлением выше приблизительно 1380 кПа; (f) подачу по меньшей мере части указанного расширенного потока в верхнюю часть разделительной системы для обеспечения охлаждения указанной разделительной системы; и (g) извлечение из расширенного потока жидкого продукта, богатого метаном, имеющего давление выше приблизительно 1380 кПа.
28. Способ сжижения многокомпонентного потока, содержащего метан и по меньшей мере один замораживаемый компонент, для производства богатой метаном жидкости, имеющей температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость была в точке начала кипения или ниже, включающий следующие операции: (a) введения многокомпонентного питающего потока, имеющего давление выше приблизительно 1380 кПа, в разделительную систему, работающую в условиях формирования твердых частиц для указанного замораживаемого компонента, для получения потока богатого метаном пара и потока жидкости, богатой указанным компонентом, отвержденным в разделительной системе; (b) сжижения потока пара охладительной системой с замкнутым циклом для получения богатой метаном жидкости, имеющей температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость была в точке начала ее кипения или ниже; и (с) введения указанной богатой метаном жидкости в емкость для хранения при температуре выше -112oС.
29. Способ по п. 28, в котором сжижение питающего потока выполняют при помощи охладительной системы с замкнутым циклом.
30. Способ по п. 28, который дополнительно включает комбинирование с потоком пара из разделительной системы газовых испарений, полученных при испарении сжиженного природного газа, перед сжижением питающего потока.
RU99128052/06A 1997-07-01 1998-06-26 Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент RU2194930C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5146097P 1997-07-01 1997-07-01
US60/051,460 1997-07-01
US8767798P 1998-06-02 1998-06-02
US60/087,677 1998-06-02

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU99128052A RU99128052A (ru) 2001-09-27
RU2194930C2 true RU2194930C2 (ru) 2002-12-20

Family

ID=26729441

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU99128052/06A RU2194930C2 (ru) 1997-07-01 1998-06-26 Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент

Country Status (40)

Country Link
US (1) US5956971A (ru)
EP (1) EP0993585A4 (ru)
JP (1) JP4544654B2 (ru)
KR (1) KR100338881B1 (ru)
CN (1) CN1171063C (ru)
AR (1) AR015910A1 (ru)
AT (1) AT413600B (ru)
AU (1) AU735706B2 (ru)
BG (1) BG63828B1 (ru)
BR (1) BR9810069A (ru)
CA (1) CA2293590C (ru)
CH (1) CH694000A5 (ru)
CO (1) CO5040203A1 (ru)
CZ (1) CZ299017B6 (ru)
DE (1) DE19882493T1 (ru)
DK (1) DK199901814A (ru)
DZ (1) DZ2543A1 (ru)
ES (1) ES2214919B1 (ru)
FI (1) FI19992789A (ru)
GB (1) GB2344414B (ru)
GE (1) GEP20022623B (ru)
HU (1) HUP0003943A3 (ru)
ID (1) ID23875A (ru)
IL (1) IL133336A (ru)
MY (1) MY114067A (ru)
NO (1) NO314960B1 (ru)
NZ (1) NZ502041A (ru)
OA (1) OA11270A (ru)
PE (1) PE43199A1 (ru)
PL (1) PL189829B1 (ru)
RO (1) RO120220B1 (ru)
RU (1) RU2194930C2 (ru)
SE (1) SE521587C2 (ru)
SK (1) SK178699A3 (ru)
TN (1) TNSN98117A1 (ru)
TR (1) TR199903337T2 (ru)
TW (1) TW366409B (ru)
UA (1) UA48312C2 (ru)
WO (1) WO1999001706A1 (ru)
YU (1) YU70599A (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459652C2 (ru) * 2006-11-22 2012-08-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство обеспечения однородности паровой и жидкой фаз в двух или более потоках и способ охлаждения углеводородного потока
RU2498175C2 (ru) * 2008-05-30 2013-11-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Производство очищенного углеводородного газа из газового потока, содержащего углеводороды и кислые загрязнители
RU2530898C2 (ru) * 2009-10-02 2014-10-20 Ге Йенбахер Гмбх Унд Ко Охг Способ переработки попутного нефтяного газа
RU2626612C2 (ru) * 2015-12-16 2017-07-31 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Автономная установка очистки сжиженного природного газа (варианты)

Families Citing this family (167)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU745739B2 (en) 1998-01-08 2002-03-28 Satish Reddy Autorefrigeration separation of carbon dioxide
US6035662A (en) * 1998-10-13 2000-03-14 Praxair Technology, Inc. Method and apparatus for enhancing carbon dioxide recovery
MY114649A (en) 1998-10-22 2002-11-30 Exxon Production Research Co A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
MY117068A (en) 1998-10-23 2004-04-30 Exxon Production Research Co Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas
MY115506A (en) 1998-10-23 2003-06-30 Exxon Production Research Co Refrigeration process for liquefaction of natural gas.
TW446800B (en) 1998-12-18 2001-07-21 Exxon Production Research Co Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
US6237347B1 (en) 1999-03-31 2001-05-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers
US6205813B1 (en) * 1999-07-01 2001-03-27 Praxair Technology, Inc. Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane
MY122625A (en) 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
US6510706B2 (en) * 2000-05-31 2003-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
US6578654B2 (en) * 2001-04-05 2003-06-17 New Venture Gear, Inc. Electronically-controlled coupling for all-wheel drive system
US7637122B2 (en) 2001-05-04 2009-12-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US20070137246A1 (en) * 2001-05-04 2007-06-21 Battelle Energy Alliance, Llc Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7594414B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7591150B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
UA76750C2 (ru) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Способ сжижения природного газа (варианты)
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
KR20040015294A (ko) 2001-06-29 2004-02-18 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 메탄 풍부한 가압 액체 혼합물로부터 에탄 및 중질탄화수소를 회수하는 방법
TW561230B (en) 2001-07-20 2003-11-11 Exxonmobil Upstream Res Co Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
US6743829B2 (en) * 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
CA2473949C (en) 2002-01-18 2008-08-19 Robert Amin Process and device for production of lng by removal of freezable solids
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6672104B2 (en) * 2002-03-28 2004-01-06 Exxonmobil Upstream Research Company Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
JP4138399B2 (ja) * 2002-08-21 2008-08-27 三菱重工業株式会社 液化天然ガスの製造方法
AU2002951005A0 (en) * 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
US20040093875A1 (en) * 2002-11-19 2004-05-20 Moses Minta Process for converting a methane-rich vapor at one pressure to methane-rich vapor at a higher pressure
AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
FR2851936B1 (fr) * 2003-03-04 2006-12-08 Procede d'extraction du dioxyde de carbone et du dioxyde de soufre par anti-sublimation en vue de leur stockage
CN100513954C (zh) * 2003-03-27 2009-07-15 Bp北美公司 将天然气加工成液体产品的集成处理工艺
US20070208432A1 (en) * 2004-06-18 2007-09-06 Hawrysz Daniel J Hydrocarbon fluid processing plant design
EP1807488A1 (en) * 2004-09-08 2007-07-18 BP Corporation North America Inc. Method for transporting synthetic products
US7454923B2 (en) * 2004-11-12 2008-11-25 Praxair Technology, Inc. Light component separation from a carbon dioxide mixture
EA014650B1 (ru) * 2004-12-03 2010-12-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ получения природного газа, очищенного от соединений серы
US20060156758A1 (en) * 2005-01-18 2006-07-20 Hyung-Su An Operating system of liquefied natural gas ship for sub-cooling and liquefying boil-off gas
CA2598783C (en) * 2005-02-24 2014-03-25 Twister B.V. Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions
WO2006092847A1 (ja) * 2005-03-01 2006-09-08 Toshihiro Abe 二酸化炭素の液化方法及び二酸化炭素回収装置
EA014193B1 (ru) * 2005-04-12 2010-10-29 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ ожижения потока природного газа
EP1929227B1 (en) * 2005-08-09 2019-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process for lng
FR2894838B1 (fr) * 2005-12-21 2008-03-14 Gaz De France Sa Procede et systeme de capture du dioxyde de carbone present dans des fumees
US7644993B2 (en) 2006-04-21 2010-01-12 Exxonmobil Upstream Research Company In situ co-development of oil shale with mineral recovery
WO2007148122A2 (en) * 2006-06-23 2007-12-27 T Baden Hardstaff Limited Process and device for producing lng
US20080016910A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Adam Adrian Brostow Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas
CA2663824C (en) 2006-10-13 2014-08-26 Exxonmobil Upstream Research Company Optimized well spacing for in situ shale oil development
US7669657B2 (en) * 2006-10-13 2010-03-02 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells
BRPI0719246A2 (pt) 2006-10-13 2015-09-08 Exxonmobill Upstream Res Company método para produzir hidrocarbonetos a partir de formações subsuperficiais a diferentes profundidades
CN101553628B (zh) 2006-10-13 2013-06-05 埃克森美孚上游研究公司 开发地下冻结区域的改进方法
US9121636B2 (en) * 2006-11-16 2015-09-01 Conocophillips Company Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility
EP1936307A1 (en) * 2006-12-11 2008-06-25 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
AU2007345353B2 (en) * 2007-01-19 2013-02-21 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery
US7883569B2 (en) * 2007-02-12 2011-02-08 Donald Leo Stinson Natural gas processing system
CN101641495B (zh) 2007-03-22 2013-10-30 埃克森美孚上游研究公司 用于原位地层加热的颗粒电连接
AU2008227164B2 (en) 2007-03-22 2014-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Resistive heater for in situ formation heating
US20080264099A1 (en) * 2007-04-24 2008-10-30 Conocophillips Company Domestic gas product from an lng facility
AU2008253749B2 (en) 2007-05-15 2014-03-20 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations
US8122955B2 (en) 2007-05-15 2012-02-28 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations
WO2008153697A1 (en) * 2007-05-25 2008-12-18 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
US8146664B2 (en) 2007-05-25 2012-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock
DE102007032536B4 (de) * 2007-07-12 2013-04-18 Biogas Süd Entwicklungsgesellschaft OHG Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von flüssigem und/oder gasförmigem Methan
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US8899074B2 (en) * 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US9574713B2 (en) 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US8555672B2 (en) 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US8061413B2 (en) 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US8020406B2 (en) * 2007-11-05 2011-09-20 David Vandor Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas
US8082995B2 (en) 2007-12-10 2011-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence
WO2009087206A2 (en) * 2008-01-11 2009-07-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Gas cleaning process
US8973398B2 (en) 2008-02-27 2015-03-10 Kellogg Brown & Root Llc Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas
US8230929B2 (en) 2008-05-23 2012-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of producing hydrocarbons for substantially constant composition gas generation
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
US20100107687A1 (en) * 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
FR2940414B1 (fr) * 2008-12-19 2012-10-26 Air Liquide Procede de capture du dioxyde de carbone par cryo-condensation
FR2940413B1 (fr) * 2008-12-19 2013-01-11 Air Liquide Procede de capture du co2 par cryo-condensation
WO2010096210A1 (en) 2009-02-23 2010-08-26 Exxonmobil Upstream Research Company Water treatment following shale oil production by in situ heating
AU2010239718B2 (en) * 2009-04-20 2016-02-04 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
BRPI1015966A2 (pt) 2009-05-05 2016-05-31 Exxonmobil Upstream Company "método para tratar uma formação subterrânea, e, meio de armazenamento legível por computador."
JP2013500382A (ja) * 2009-07-30 2013-01-07 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 重炭化水素及び酸性ガスを炭化水素ガス流から除去するためのシステム及び方法
EP2459916B1 (en) 2009-07-30 2013-05-29 Twister B.V. Throttling valve
BR112012004852A2 (pt) * 2009-09-09 2016-04-12 Exxonmobil Upstream Res Comapny sistema para remover gases ácidos de uma corrente de gás cru, e, método para remover gases ácidos de uma corrente de gás cru desidratado
US9651301B2 (en) 2009-09-28 2017-05-16 Koninklijke Philips N.V. System and method for liquefying and storing a fluid
EA023174B1 (ru) * 2009-11-02 2016-04-29 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода
US8863839B2 (en) 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
NO333898B1 (no) * 2009-12-22 2013-10-14 Waertsilae Oil & Gas Systems As Fremgangsmåte og system for lasting av varm cargo
EA026113B1 (ru) 2010-01-22 2017-03-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Удаление кислотных газов из газового потока при улавливании и изолировании со
MX2012008667A (es) 2010-02-03 2012-08-23 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema y metodos para usar liquido frio para remover componentes gaseosos solidificables de flujos de gas de proceso.
EA021771B1 (ru) * 2010-03-02 2015-08-31 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ получения потока газообразных углеводородов с малым содержанием загрязнений
US20110259044A1 (en) * 2010-04-22 2011-10-27 Baudat Ned P Method and apparatus for producing liquefied natural gas
US20120000242A1 (en) * 2010-04-22 2012-01-05 Baudat Ned P Method and apparatus for storing liquefied natural gas
FR2959512B1 (fr) * 2010-04-29 2012-06-29 Total Sa Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone
CN102933273B (zh) * 2010-06-03 2015-05-13 奥特洛夫工程有限公司 碳氢化合物气体处理
SG186802A1 (en) * 2010-07-30 2013-02-28 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
CN103069104A (zh) 2010-08-30 2013-04-24 埃克森美孚上游研究公司 原位热解的井筒机械完整性
AU2011296522B2 (en) 2010-08-30 2016-06-23 Exxonmobil Upstream Research Company Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation
SG184493A1 (en) * 2010-10-15 2012-11-29 Daewoo Shipbuilding & Marine Method for producing pressurized liquefied natural gas, and production system used in same
CN103596660B (zh) 2010-11-19 2016-08-24 可持续能源解决方案公司 通过直接接触热交换将可冷凝蒸气与气体分离的系统和方法
US20120168137A1 (en) * 2011-01-03 2012-07-05 Osvaldo Del Campo Compressed natural gas (cng) sub-cooling system for cng-filling stations
CN104736932B (zh) 2011-05-26 2017-08-25 可持续能源解决方案公司 通过同流换热低温法将可冷凝蒸气与轻质气体或液体分离的系统和方法
WO2013066772A1 (en) 2011-11-04 2013-05-10 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
CA2763081C (en) * 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
US20140338395A1 (en) * 2011-12-20 2014-11-20 Exxon Mobil Upstream Research Company Method of Separating Carbon Dioxide from Liquid Acid Gas Streams
WO2013100304A1 (ko) * 2011-12-27 2013-07-04 대우조선해양 주식회사 이산화탄소의 처리 모듈 및 그 처리 방법
AU2013235610B2 (en) 2012-03-21 2015-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
CN102620524B (zh) * 2012-04-16 2014-10-15 上海交通大学 带凝华脱除co2的级联式天然气带压液化工艺
US8770284B2 (en) 2012-05-04 2014-07-08 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
KR101341798B1 (ko) * 2012-08-10 2013-12-17 한국과학기술원 천연가스 액화시스템
US20140157822A1 (en) * 2012-12-06 2014-06-12 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Thermal performing refrigeration cycle
US9512699B2 (en) 2013-10-22 2016-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
US9394772B2 (en) 2013-11-07 2016-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
AU2014357663B2 (en) 2013-12-06 2016-12-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9823016B2 (en) * 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
US10139158B2 (en) 2013-12-06 2018-11-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
CA2924402C (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
AU2014357669B2 (en) 2013-12-06 2017-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US9504984B2 (en) 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
US9739528B2 (en) 2014-04-22 2017-08-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for starting up a distillation tower
US9784498B2 (en) 2014-06-11 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company Method for separating a feed gas in a column
US9739529B2 (en) 2014-07-08 2017-08-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating fluids in a distillation tower
WO2016023098A1 (en) 2014-08-15 2016-02-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
CA2962608C (en) 2014-10-22 2019-01-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
CA2966991C (en) 2014-11-17 2019-04-09 Exxonmobil Upstream Research Company Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
AU2015350481A1 (en) 2014-11-21 2017-05-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation
MY196271A (en) 2014-12-30 2023-03-24 Exxonmobil Upstream Res Co Accumulation and Melt Tray Assembly for a Distillation Tower
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
US10495379B2 (en) 2015-02-27 2019-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
JP6423297B2 (ja) * 2015-03-20 2018-11-14 千代田化工建設株式会社 Ｂｏｇ処理装置
TWI707115B (zh) 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 混合製冷劑液化系統和方法
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
US10274252B2 (en) 2015-06-22 2019-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
US10006698B2 (en) * 2015-07-27 2018-06-26 GE Oil & Gas, Inc. Using methane rejection to process a natural gas stream
WO2017045055A1 (en) 2015-09-16 2017-03-23 1304342 Alberta Ltd. A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng)
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
US11255603B2 (en) 2015-09-24 2022-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
CN105716372B (zh) * 2016-03-01 2018-05-25 神华集团有限责任公司 粗煤气脱碳脱硫的方法
WO2017172321A1 (en) 2016-03-30 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US11668522B2 (en) 2016-07-21 2023-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction
US10605522B2 (en) * 2016-09-01 2020-03-31 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for LNG liquefaction
RU2636966C1 (ru) * 2016-11-14 2017-11-29 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Способ производства сжиженного природного газа
US20190099693A1 (en) * 2017-10-04 2019-04-04 Larry Baxter Combined Solids-Producing Direct-Contact Exchange and Separations
CN108151442A (zh) * 2017-12-04 2018-06-12 中国科学院理化技术研究所 原料气中lng的低温制取系统
CN109916136A (zh) * 2017-12-13 2019-06-21 中船重工鹏力（南京）超低温技术有限公司 Bog原料气低温提纯并制取lng的系统
RU187598U1 (ru) * 2017-12-18 2019-03-13 Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") Установка частичного сжижения природного газа
CN110130870A (zh) * 2018-02-09 2019-08-16 上海利策科技股份有限公司 一种油气田的气体的处理的方法及设备
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
FR3099818B1 (fr) * 2019-08-05 2022-11-04 Air Liquide Dispositif de réfrigération et installation et procédé de refroidissement et/ou de liquéfaction
US11353261B2 (en) * 2019-10-31 2022-06-07 Air Products And Chemicals, Inc. Lights removal from carbon dioxide
RU201895U1 (ru) * 2020-10-26 2021-01-20 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова» Устройство для очистки биогаза
FR3123968B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du CO2 comprenant le soutirage de vapeur d’un étage intermédiaire de la colonne de distillation
FR3123966B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Installation combinée de séparation cryogénique et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone compris dans un flux de biogaz
FR3123971B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Purification cryogénique de biogaz avec soutirage à un étage intermédiaire et solidification externe de dioxyde de carbone.
FR3123972B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Méthode de séparation et de liquéfactions de méthane et de dioxyde de carbone avec élimination des impuretés de l’air présente dans le méthane.
FR3123967B1 (fr) 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec solidification du dioxyde de carbone à l’extérieur de la colonne de distillation.
FR3123969B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec pré-séparation en amont de la colonne de distillation
CN114225446B (zh) * 2021-12-14 2024-05-14 天津商业大学 一种蒸馏蒸气直接压缩回热的蒸馏装置和方法
CN115468379A (zh) * 2022-08-29 2022-12-13 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 船用氨蒸发气再液化系统
WO2024119271A1 (en) * 2022-12-08 2024-06-13 Foundation Renewable Carbon Inc. Liquefaction apparatus and method using a by-product of an adjacent air separation unit as a cooling medium

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298805A (en) * 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
GB997507A (en) * 1963-11-04 1965-07-07 Couch Internat Methane Ltd Process for the cold separation of gas mixtures
US3477509A (en) * 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
US3690114A (en) * 1969-11-17 1972-09-12 Judson S Swearingen Refrigeration process for use in liquefication of gases
IT1038286B (it) * 1975-05-20 1979-11-20 Snam Progetti Procedimento per la rimozione della co2 dal gas naturale mediante distillazione
US4157904A (en) * 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4152129A (en) * 1977-02-04 1979-05-01 Trentham Corporation Method for separating carbon dioxide from methane
US4278457A (en) * 1977-07-14 1981-07-14 Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4284423A (en) * 1978-02-15 1981-08-18 Exxon Research & Engineering Co. Separation of carbon dioxide and other acid gas components from hydrocarbon feeds containing admixtures of methane and hydrogen
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
GB2052717B (en) * 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
US4462814A (en) * 1979-11-14 1984-07-31 Koch Process Systems, Inc. Distillative separations of gas mixtures containing methane, carbon dioxide and other components
US4370156A (en) * 1981-05-29 1983-01-25 Standard Oil Company (Indiana) Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures
JPS57204784A (en) * 1981-06-12 1982-12-15 Hajime Nishimura Manufacture of low-temperature liquefied gas
GB2106623B (en) * 1981-06-19 1984-11-07 British Gas Corp Liquifaction and storage of gas
US4451274A (en) * 1981-10-01 1984-05-29 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of methane and carbon dioxide
US4383842A (en) * 1981-10-01 1983-05-17 Koch Process Systems, Inc. Distillative separation of methane and carbon dioxide
US4449994A (en) * 1982-01-15 1984-05-22 Air Products And Chemicals, Inc. Low energy process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas
US4445917A (en) * 1982-05-10 1984-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Process for liquefied natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US4533372A (en) * 1983-12-23 1985-08-06 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
DE3408760A1 (de) * 1984-03-09 1985-09-12 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur gewinnung von c(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen
US4617039A (en) * 1984-11-19 1986-10-14 Pro-Quip Corporation Separating hydrocarbon gases
US4675035A (en) * 1986-02-24 1987-06-23 Apffel Fred P Carbon dioxide absorption methanol process
DE3736502C1 (de) * 1987-10-28 1988-06-09 Degussa Vakuumofen zur Waermebehandlung metallischer Werkstuecke
US4869740A (en) * 1988-05-17 1989-09-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4923493A (en) * 1988-08-19 1990-05-08 Exxon Production Research Company Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5265428A (en) * 1990-10-05 1993-11-30 Exxon Production Research Company Bubble cap tray for melting solids and method for using same
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
US5120338A (en) * 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5157925A (en) * 1991-09-06 1992-10-27 Exxon Production Research Company Light end enhanced refrigeration loop
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US5568737A (en) * 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
DE4440407C1 (de) * 1994-11-11 1996-04-04 Linde Ag Verfahren zum Gewinnen einer Ethan-reichen Fraktion zum Wiederauffüllen eines Ethan-enthaltenden Kältekreislaufs eines Verfahrens zum Verflüssigen einer kohlenwasserstoffreichen Fraktion
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
DE69523437T2 (de) * 1994-12-09 2002-06-20 Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho (Kobe Steel, Ltd.) Anlage und Verfahren zur Gasverflüssigung
US5555748A (en) * 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5566554A (en) * 1995-06-07 1996-10-22 Kti Fish, Inc. Hydrocarbon gas separation process
US5664931A (en) * 1995-08-02 1997-09-09 R. A. Jones & Co., Inc. Edge lifting end effector

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459652C2 (ru) * 2006-11-22 2012-08-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство обеспечения однородности паровой и жидкой фаз в двух или более потоках и способ охлаждения углеводородного потока
RU2498175C2 (ru) * 2008-05-30 2013-11-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Производство очищенного углеводородного газа из газового потока, содержащего углеводороды и кислые загрязнители
RU2530898C2 (ru) * 2009-10-02 2014-10-20 Ге Йенбахер Гмбх Унд Ко Охг Способ переработки попутного нефтяного газа
RU2626612C2 (ru) * 2015-12-16 2017-07-31 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Автономная установка очистки сжиженного природного газа (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
CA2293590A1 (en) 1999-01-14
CZ299017B6 (cs) 2008-04-02
KR20010014370A (ko) 2001-02-26
OA11270A (en) 2003-07-30
SK178699A3 (en) 2000-11-07
AT413600B (de) 2006-04-15
BG63828B1 (bg) 2003-02-28
HUP0003943A2 (hu) 2001-06-28
JP2002508057A (ja) 2002-03-12
NO996557D0 (no) 1999-12-29
BG103999A (en) 2000-12-29
FI19992789A (fi) 1999-12-27
NZ502041A (en) 2001-06-29
IL133336A0 (en) 2001-04-30
CO5040203A1 (es) 2001-05-29
ID23875A (id) 2000-05-25
DZ2543A1 (fr) 2003-02-08
GB2344414B (en) 2001-07-25
CN1261428A (zh) 2000-07-26
CZ9904560A3 (en) 2001-05-16
TW366409B (en) 1999-08-11
RO120220B1 (ro) 2005-10-28
NO314960B1 (no) 2003-06-16
CH694000A5 (de) 2004-05-28
EP0993585A1 (en) 2000-04-19
IL133336A (en) 2003-05-29
BR9810069A (pt) 2000-09-05
MY114067A (en) 2002-07-31
AR015910A1 (es) 2001-05-30
AU8167998A (en) 1999-01-25
KR100338881B1 (ko) 2002-05-30
ATA908298A (de) 2005-08-15
ES2214919A1 (es) 2004-09-16
AU735706B2 (en) 2001-07-12
WO1999001706A1 (en) 1999-01-14
HUP0003943A3 (en) 2003-10-28
PL189829B1 (pl) 2005-09-30
DE19882493T1 (de) 2000-08-24
TR199903337T2 (xx) 2000-04-21
SE521587C2 (sv) 2003-11-18
TNSN98117A1 (fr) 2000-12-29
JP4544654B2 (ja) 2010-09-15
CN1171063C (zh) 2004-10-13
UA48312C2 (ru) 2002-08-15
YU70599A (sh) 2001-05-28
CA2293590C (en) 2007-07-24
GB9930048D0 (en) 2000-02-09
SE9904584D0 (sv) 1999-12-15
GEP20022623B (en) 2002-01-25
ES2214919B1 (es) 2005-08-01
EP0993585A4 (en) 2002-05-15
GB2344414A (en) 2000-06-07
SE9904584L (sv) 1999-12-15
US5956971A (en) 1999-09-28
NO996557L (no) 2000-02-21
PE43199A1 (es) 1999-05-25
PL337614A1 (en) 2000-08-28
DK199901814A (da) 1999-12-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
RU2204094C2 (ru) Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа
RU2195611C2 (ru) Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
AU1314500A (en) Volatile component removal process from natural gas
JP2004536176A (ja) メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法
OA11273A (en) Riser or Hybrid Column for Fluid Transfer
MXPA99011351A (en) Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
MXPA99011347A (es) Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas

Legal Events

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

Effective date: 20170627