[go: up one dir, main page]

RU2400683C2 - Способ и аппаратура для ожижения потока природного газа - Google Patents

Способ и аппаратура для ожижения потока природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2400683C2
RU2400683C2 RU2007141716/06A RU2007141716A RU2400683C2 RU 2400683 C2 RU2400683 C2 RU 2400683C2 RU 2007141716/06 A RU2007141716/06 A RU 2007141716/06A RU 2007141716 A RU2007141716 A RU 2007141716A RU 2400683 C2 RU2400683 C2 RU 2400683C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
pressure
stage
bar
gas
Prior art date
Application number
RU2007141716/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2007141716A (ru
Inventor
Корнелис БЁЙС (NL)
Корнелис Бёйс
Виллем ДАМ (NL)
Виллем Дам
ЙОНГ Эмилиус Каролус Йоанес Николас ДЕ (NL)
Йонг Эмилиус Каролус Йоанес Николас Де
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2007141716A publication Critical patent/RU2007141716A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2400683C2 publication Critical patent/RU2400683C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0238—Purification or treatment step is integrated within one refrigeration cycle only, i.e. the same or single refrigeration cycle provides feed gas cooling (if present) and overhead gas cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • 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"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons

Landscapes

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

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу ожижения потока природного газа, где поток природного газа (10) получают при давлении 10-80 бар, подают в сепаратор газа/жидкости (31) и подвергают разделению на поток пара (40) и поток жидкости (30). Поток пара (40) компримируют до давления, равного, по меньшей мере, 70, 84 бар, для него проводят теплообмен при использовании потока пара (40), охлаждение на одной и более стадиях внешнего охлаждения, содержащих теплообменник, и ожижение до получения потока сжиженного природного газа (100). При этом давление потока исходного сырья, полученного на стадии (а), не увеличивают вплоть до компримирования. Технический результат - упрощение процесса ожижения и снижение потребляемой мощности на охлаждение. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к способу ожижения потока природного газа.
Уровень техники
Известно несколько способов ожижения потока природного газа с получением, таким образом, сжиженного природного газа (СПГ). Поток природного газа желательно ожижать по нескольким причинам. В качестве примера можно упомянуть то, что природный газ легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, а не в виде газа, поскольку он будет занимать меньший объем и не потребует при хранении наличия высоких давлений.
Примеры известных способов ожижения газа описываются в работах US 6272882 и DЕ 10226597 А1.
На фиг.1 документа DE 10226597 А1 поток природного газа, характеризующийся давлением 70-100 бар, подвергают расширению (детандер X) до получения диапазона давления 40-70 бар, охлаждению (теплообменник Е1) и проводят его подачу в колонну тяжелых углеводородов (КТУ) (Т1). С2-обогащенную фракцию, отбираемую из верха колонны КТУ, дополнительно охлаждают (Е2) и подают в последующую колонну (D). Верхний поток из данной последующей колонны (D) компримируют (V) до давления в диапазоне 50-100 бар, а после этого ожижают.
Проблема способа в DE 10226597 заключается в его излишней сложности. Дополнительная проблема вышеупомянутого способа заключается в том, что в нем требуется относительно высокая потребляемая мощность на охлаждение для теплообменника (теплообменников) для ожижения природного газа.
Цель настоящего изобретения заключается в сведении роли вышеупомянутых проблем к минимуму.
Дополнительная цель настоящего изобретения заключается в уменьшении совокупной потребляемой мощности на охлаждение для теплообменников, используемых для охлаждения и ожижения природного газа.
Еще одна дополнительная цель настоящего изобретения заключается в предложении альтернативного способа ожижения потока природного газа.
Раскрытие сущности изобретения
В соответствии с настоящим изобретением одна или несколько вышеупомянутых или других целей достигаются в результате способа ожижения потока природного газа, который включает стадии:
(a) получения потока исходного сырья, содержащего природный газ, при давлении 10-80 бар, предпочтительно 10-50 бар;
(b) подачи потока исходного сырья, полученного на стадии (а), в сепаратор газа/жидкости;
(c) разделения потока исходного сырья в сепараторе газа/жидкости на поток пара и поток жидкости, при этом поток пара обогащен метаном, а поток жидкости обеднен метаном;
(d) компримирования потока пара, полученного на стадии (с), с получением, таким образом, компримированного потока, характеризующегося давлением, равным, по меньшей мере, 70, предпочтительно, по меньшей мере, 84 бар;
(e) ожижения компримированного потока, полученного на стадии (d), с получением потока сжиженного природного газа;
для компримированного потока, полученного на стадии (d), перед его ожижением на стадии (е) проводят теплообмен при использовании потока пара, полученного на стадии (с),
и где давление потока исходного сырья, полученного на стадии (а), не увеличивают вплоть до компримирования на стадии (d).
Была обнаружена возможность достижения при использовании способа значительно повышенной степени извлечения соединений, более тяжелых, чем метан. Важное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что этого можно добиться простым образом.
Дополнительное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что увеличенная степень получения сжиженного природного газа может быть достигнута при использовании заданной мощности на охлаждение. Таким образом, для заданной мощности на охлаждение (например, при использованной заданной компоновке, включающей один или несколько криогенных теплообменников, компрессоров и тому подобного) способ, соответствующий настоящему изобретению, приводит к получению большего количества СПГ в сопоставлении с тем, что имеет место в известном способе. Была обнаружена возможность увеличения в соответствии с настоящим изобретением количества продукта СПГ, доходящего до 20%, при одновременном сохранении мощности на охлаждение на постоянном уровне.
Необходимо отметить то, что в работе US 2004/0079107 А1 описывается теплообмен для компримированного потока при использовании потока пара, полученного из ректификационной колонны. Однако в работе US 2004/0079107 А1 излагается материал, отличный от материала настоящего изобретения, поскольку в абзацах [0032] и [0033] (при одновременном обращении к фиг.4) из работы US 2004/0079107 A1 ожижение предлагается проводить при пониженных давлениях. Таким образом, в соответствии с работой US 2004/0079107 A1 теплообмен для потока пара, полученного из ректификационной колонны, предлагается проводить при использовании компримированного потока, который характеризуется относительно низким давлением, что противоречит настоящему давлению.
В соответствии с настоящим изобретением поток природного газа может представлять собой любой подходящий для использования ожижаемый газовый поток, но обычно его получают из коллекторов природного газа или нефти. В качестве альтернативного варианта природный газ также можно получить и из другого источника, также включающего и источник, использующий синтез, такой как способ Фишера-Тропша.
Обычно поток природного газа состоит по существу из метана. Предпочтительно поток исходного сырья содержит, по меньшей мере, 60% (моль.) метана, более предпочтительно, по меньшей мере, 80% (моль.), наиболее предпочтительно поток исходного сырья содержит, по меньшей мере, 90% (моль.) метана.
В зависимости от источника природный газ может содержать различное количество углеводородов, более тяжелых, чем метан, таких как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также некоторые ароматические углеводороды. Поток природного газа также может содержать и неуглеводороды, такие как НO2, N2, CO2, H2S и другие серосодержащие соединения и тому подобное.
При желании поток исходного сырья, содержащий природный газ, можно подвергнуть предварительной обработке до проведения его подачи в сепаратор газа/жидкости. Данная предварительная обработка может включать удаление нежелательных компонентов, таких как СО2 и H2S, или другие стадии, такие как предварительное охлаждение, предварительное компримирование и тому подобное. Поскольку данные стадии хорошо известны специалисту в соответствующей области техники, в настоящем документе они дополнительно обсуждаться не будут.
Сепаратор газа/жидкости может представлять собой любое устройство для получения потока пара и потока жидкости, такое как скруббер, ректификационная колонна и тому подобное. При желании могут присутствовать два или более сепаратора газа/жидкости.
Специалист в соответствующей области техники должен легко понять то, что увеличение давления потока пара можно осуществлять различным образом при том условии, что будет получено давление, равное, по меньшей мере, 70, предпочтительно, по меньшей мере, 84 бар. Давление на стадии (d) предпочтительно увеличивают в результате компримирования потока пара в компрессоре с получением, таким образом, компримированного потока. С этой целью можно использовать один или несколько компрессоров.
Кроме того, специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что ожижение компримированного потока пара можно проводить различным образом, например при использовании одного или нескольких криогенных теплообменников.
Кроме того, специалист в соответствующей области техники должен легко понять то, что после ожижения ожиженный природный газ при желании можно подвергать дополнительной обработке. В качестве примера можно упомянуть то, что полученный СПГ можно декомпримировать при использовании клапана Джоуля-Томсона или при использовании криогенного турбодетандера. Кроме того, в промежутке между разделением газа/жидкости и ожижением могут быть проведены и дополнительные промежуточные стадии обработки.
Предпочтительно на стадии (d) давление увеличивают до, по меньшей мере, 86 бар, предпочтительно, по меньшей мере, 90 бар. Благодаря этому количество продукта СПГ может быть увеличено. В результате использования относительно высокого давления поток пара может стать сверхкритическим в зависимости от преобладающего давления и состава соответствующего потока пара. Предпочтительно поток пара является сверхкритическим, поскольку это позволяет избежать возникновения фазовых переходов в процессе ожижения.
Кроме того, предпочитается, чтобы поток пара, полученный на стадии (с), характеризовался бы уровнем С5 + содержания, меньшим 0,5% (моль.), предпочтительно меньшим 0,1% (моль.). Это сведет к минимуму проблемы при эксплуатации ожижающей установки, располагаемой на технологической схеме далее. Под «уровнем С5 + содержания» подразумевается уровень содержания углеводородных компонентов, содержащих пять или более атомов углерода.
Кроме того, предпочтительно, чтобы компримированный поток, полученный на стадии (d), охлаждали бы, например, в теплообменнике, использующем теплоноситель с температурой окружающей среды. Кроме того, предпочтительно, чтобы теплообмен для компримированного потока проводили бы при использовании потока пара, полученного на стадии (с).
Кроме того, перед подачей в сепаратор газа/жидкости на стадии (b) поток исходного сырья предпочтительно подвергают расширению. Предпочтительно поток исходного сырья подвергают расширению до давления < (меньшего) 35 бар.
В соответствии с наиболее предпочтительным вариантом реализации способа, соответствующего настоящему изобретению, детандер для расширения потока исходного сырья функционально сочленяют с компрессором для компримирования потока пара. В результате мощность, генерируемую в детандере, используют, по меньшей мере, частично для приведения в действие компрессора, с которым его функционально сочленяют. Таким образом, детандер и компрессор образуют так называемую «схему компрессор-детандер», в результате чего потребление энергии в способе в целом сводится к минимуму. Поскольку специалист в соответствующей области техники должен легко понять то, что подразумевается под «схемой компрессор-детандер», в настоящем документе это дополнительно обсуждаться не будет.
В дополнительном аспекте настоящее изобретение относится к продукту СПГ, полученному по способу, соответствующему настоящему изобретению, в частности к ожиженному метану.
В еще одном дополнительном аспекте настоящее изобретение относится к аппаратуре, подходящей для использования при реализации способа, соответствующего настоящему изобретению, при этом аппаратура, по меньшей мере, включает:
- устройство для получения потока исходного сырья, содержащего природный газ, при давлении 10-80 бар, предпочтительно 10-50 бар;
- сепаратор газа/жидкости для разделения потока исходного сырья на поток пара и поток жидкости, при этом в сопоставлении с потоком исходного сырья поток пара обогащен метаном, и в сопоставлении с потоком исходного сырья поток жидкости метаном обеднен;
- компрессор для увеличения давления потока пара, полученного в сепараторе газа/жидкости, до давления, равного, по меньшей мере, 70, предпочтительно, по меньшей мере, 84 бар, с получением, таким образом, компримированного потока;
- теплообменник для проведения теплообмена для компримированного потока при использовании потока пара, полученного из сепаратора газа/жидкости;
- ожижающую установку для ожижения отходящего потока из теплообменника, характеризующегося давлением, равным, по меньшей мере, 70, предпочтительно, по меньшей мере, 84 бар, при этом ожижающая установка включает, по меньшей мере, один криогенный теплообменник.
Предпочтительно аппаратура дополнительно включает детандер для расширения потока исходного сырья.
В соответствии с особенно предпочтительным вариантом реализации компрессор и детандер функционально сочленяют с получением, таким образом, так называемой «схемы компрессор-детандер».
Далее в настоящем документе изобретение будет дополнительно проиллюстрировано при использовании следующих неограничивающих чертежей. В данном случае демонстрируются:
на фиг.1 - схематическая технологическая схема, соответствующая одному варианту реализации настоящего изобретения;
на фиг.2 - схематическая технологическая схема, соответствующая еще одному варианту реализации настоящего изобретения.
Для целей данного описания один номер позиции будет относиться к линии, а также к потоку, переносимому по данной линии. Одни и те же номера позиций обозначают подобные компоненты.
Фиг.1 схематически демонстрирует способ отгрузки сжиженного природного газа (СПГ) с регламентируемым режимом эксплуатации и аппаратуру (в общем случае обозначаемую номером позиции 1), подходящую для его реализации. Поток исходного сырья 10, содержащий природный газ, подают в сепаратор газа/жидкости 31 при определенных входном давлении и входной температуре. В варианте реализации фиг.1 поток исходного сырья 10 подвергают предварительному охлаждению при использовании хладагента в теплообменнике 11. Обычно давление на входе в теплообменник 11 будет находиться в диапазоне от 10 до 80 бар (предпочтительно < (меньше чем) 50 бар), а температура будет близка к температуре окружающей среды, обычно находясь в диапазоне от 5 до 50°С.
При желании поток исходного сырья 10 перед его подачей в сепаратор 31 можно подвергнуть предварительной обработке. В качестве примера можно упомянуть то, что поток исходного сырья 10 можно подвергнуть расширению (что также продемонстрировано в варианте реализации фиг.2 в настоящем документе далее; в детандере 12).
Как упоминалось выше, в варианте реализации фиг.1 поток исходного сырья 10 подвергают предварительному охлаждению при использовании хладагента в теплообменнике 11 или в последовательности теплообменников, например, включающей два или более теплообменника, функционирующих при различных уровнях давления хладагента. Подвергнутый предварительному охлаждению поток исходного сырья в линии 20 имеет температуру предварительного охлаждения, которая ниже температуры в линии 10. Температуру предварительного охлаждения выбирают с целью получения частично сконденсированного потока исходного сырья 20. Кроме того, температуру предварительного охлаждения выбирают с целью оптимизации последующей стадии разделения в сепараторе 31.
Как упоминалось выше, поток 20 подают в сепаратор газа/жидкости 31. Там поток исходного сырья в линии 20 разделяют на верхний поток пара 40 и нижний поток жидкости 30. В сопоставлении с подвергнутым расширению потоком исходного сырья 20 верхний поток 40 обогащен метаном (а обычно также и этаном).
Нижний поток 30 в общем случае представляет собой жидкость и обычно содержит определенные компоненты, которые могут быть заморожены при воздействии на них температуры, при которой метан ожижается. Сепаратор 31 может представлять собой сепараторную емкость или ректификационную колонну, такую как скрубберная колонна, в зависимости от разделения, необходимого для удаления из потока исходного сырья замораживаемых компонентов. Обычно замораживаемыми компонентами являются СО2, H2S и углеводородные компоненты, характеризующиеся молекулярной массой пентана или более высокой. Данные замораживаемые компоненты также можно, по меньшей мере, частично удалить из потока исходного сырья до его поступления в сепаратор 31.
Нижний поток 30 также может содержать углеводороды, которые отдельно можно подвергнуть обработке для получения продуктов из категории сжиженного нефтяного газа (СНГ).
Обычно нижний поток 30 подвергают воздействию одной или нескольких стадий фракционирования для сбора различных жидких продуктов, получаемых из природного газа.
Верхний поток 40 подают через теплообменник для отходящего потока 41, где его подвергают косвенному нагреву при использовании потока с температурой, приблизительно равной температуре окружающей среды (поток 70). Поток 50, который выпускают из теплообменника для отходящего потока 41, после этого компримируют при помощи компрессора 51 или последовательности двух или более компрессоров. Компримированный поток выпускают в линию 60 при давлении, превышающем 84 бар. Увеличение давления на данной стадии компримирования выбирают в диапазоне от 30 до 150 бар в зависимости от вариантов выбора соответственно давления разделения и давления ожижения.
Часть тепла, подведенного в ходе проведения данной стадии компримирования, отводят от потока 60 при использовании окружающей среды, например при использовании воздушного холодильника 61 или водяного холодильника. Получающийся в результате поток 70, охлажденный при использовании теплоносителя с температурой окружающей среды, после этого подают в теплообменник для отходящего потока 41, где его охлаждают по механизму косвенного теплообмена при использовании холодного верхнего потока 40.
Холодный поток 80 после этого охлаждают на одной или нескольких стадиях внешнего охлаждения. Сюда можно включить стадию предварительного охлаждения, в настоящем документе обозначаемую теплообменником 81. Вместо этого может быть использована последовательность последующих теплообменников.
Подвергнутый предварительному охлаждению поток 90 после этого дополнительно охлаждают до ожижения в ожижающей установке (в общем случае обозначаемой номером позиции 5), по меньшей мере, включающей основной криогенный теплообменник 91. Может быть использован любой подходящий тип теплообменника. В настоящем документе описывается криогенный теплообменник 91, работающий на смешанном хладагенте, у которого легкие и тяжелые фракции сначала подвергают самоохлаждению в трубах, проходящих параллельно потоку, подвергнутому предварительному охлаждению (не показан), а после этого расширению в межтрубном пространстве при подаче через впускные устройства 95 и 96 соответственно. Отработанные тяжелые и легкие фракции отбирают из межтрубного пространства основного криогенного теплообменника 91 через выпускное устройство 97. Отработанный хладагент в линии 97 можно повторно компримировать до получения жидкости или в случае смешанного хладагента смешанных парообразной легкой фракции и жидкой тяжелой фракции.
Еще раз обращаясь к потоку 60, можно сказать, что давление ожижения выбирают превышающим давление, равное, по меньшей мере, 70, предпочтительно, по меньшей мере, 84 бар, более предпочтительно превышающим 86 бар. В результате пар в потоке 60 может находиться в сверхкритическом состоянии.
В порядке следующей стадии ожиженный поток, покидающий основной криогенный теплообменник 91 через линию 100, дополнительно охлаждают на стадии мгновенного испарения, где давление уменьшают при помощи клапана или жидкостного детандера 101. В подходящем случае давление после расширения является приблизительно атмосферным. Теплоту расширения от ожиженного потока отводят таким образом, чтобы температура дополнительно уменьшилась бы до температуры, меньшей той, при которой ожиженный продукт остается жидким при атмосферном давлении. Газ мгновенного испарения 130, обычно содержащий азот и некоторое количество метана, отделяют от потока 110 в резервуаре мгновенного испарения 111. Часть газа мгновенного испарения 130 можно использовать в качестве газообразного топлива для получения энергии для способа ожижения. Жидкую часть потока 110 выпускают из нижней части резервуара мгновенного испарения 111 в линию 120. Ее можно хранить и транспортировать в качестве СПГ.
В таблице I приведено представление давлений и температур потока в различных частях примера способа фиг.1. Кроме того, приводится % (моль.) метана. Поток исходного сырья в линии 10 фиг.1 характеризовался приблизительно следующим составом: 85% метана, 6 % этана, 4% пропана, 2% бутанов, 1% C5 + и 2% N2. Замораживаемые компоненты, такие как H2S, СО2 и Н2O, были удалены предварительно.
Таблица I
Линия Давление (бар) Температура (°С) % (моль.) метана
10 37 32 85
20 36,8 -42 85
40 36,8 -42 90
50 36,4 38 90
60 86 125 90
70 85,9 40 90
80 85,5 -38 90
90 85,3 -50 90
100 85,0 -151 90
110 1 -161 90
Фиг.2 схематически изображает альтернативный вариант реализации способа, соответствующего изобретению. В данном варианте реализации поток исходного сырья 10 перед его поступлением в сепаратор 31 в качестве потока 25 подвергают расширению в детандере 12 до давления, меньшего 35 бар.
Последовательность компрессоров 51 предпочтительно использует энергию расширения, по меньшей мере, от детандера 12. С этой целью, по меньшей мере, один компрессор в последовательности компрессоров 51 функционально сочленяют с детандером 12 с получением, таким образом, так называемой «схемы компрессор-детандер». Однако для достижения давления, превышающего 84 бар, может быть подведена и дополнительная мощность на компримирование. Предпочтительно дополнительную мощность двигателя компрессора, потребляемую компрессором 51, выбирают близкой или идентичной мощности, необходимой для компрессоров хладагента, так чтобы для обеих целей можно было бы использовать идентичные приводы, что тем самым обеспечит достижение преимуществ по затратам и техническому обслуживанию.
В таблице II приводятся показатели уменьшения потребляемой мощности на охлаждение для теплообменников для охлаждения и ожижения природного газа при использовании способа, описанного на фиг.1, соответствующей настоящему изобретению. В порядке сопоставления использовали ту же самую компоновку, что и на фиг.1, но в противоположность настоящему изобретению в теплообменнике 41 теплообмен не происходил. Как продемонстрировано в таблице II, настоящее изобретение в результате приводит к значительному уменьшению потребляемой мощности на охлаждение, составляющему приблизительно 10%.
Таблица II
  Фиг.1 (изобретение) Фиг.1 без теплообменника 41 (сравнение)
Потребляемая мощность на охлаждение в теплообменнике 81 [МВт] 2,27 3,25
Потребляемая мощность на охлаждение в теплообменнике 91 [МВт] 6,38 6,34
Итого [МВт] 8,65 9,59

Claims (11)

1. Способ ожижения потока природного газа, включающий стадии:
(a) получения потока исходного сырья, содержащего природный газ, при давлении 10-80 бар;
(b) подачи потока исходного сырья, полученного на стадии (а), в сепаратор газа/жидкости;
(c) разделения потока исходного сырья в сепараторе газа/жидкости на поток пара и поток жидкости, при этом поток пара обогащен метаном, а поток жидкости метаном обеднен;
(d) компримирования потока пара, полученного на стадии (с), с получением, таким образом, компримированного потока, характеризующегося давлением, равным, по меньшей мере, 70 бар;
(e) ожижения компримированного потока, полученного на стадии (d), с получением, таким образом, потока сжиженного природного газа;
для компримированного потока, полученного на стадии (d), перед его ожижением на стадии (е) проводят теплообмен при использовании потока пара, полученного на стадии (с), и затем поток охлаждают на одной и более стадиях внешнего охлаждения, содержащих теплообменник,
при этом давление потока исходного сырья, полученного на стадии (а), не увеличивают вплоть до компримирования на стадии (d).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поток пара, полученный на стадии (с), характеризуется уровнем С5 + содержания, меньшим 0,5 мол.%, предпочтительно меньшим 0,1 мол.%.
3. Способ по одному из пп.1 и 2, отличающийся тем, что компримированный поток, полученный на стадии (d), охлаждают перед проведением для него теплообмена при использовании потока пара, полученного на стадии (с).
4. Способ по одному из пп.1 и 2, отличающийся тем, что поток исходного сырья, полученный на стадии (а), перед его подачей в сепаратор газа/жидкости на стадии (b) подвергают расширению, предпочтительно до давления <35 бар.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что поток исходного сырья, полученный на стадии (а), перед его подачей в сепаратор газа/жидкости на стадии (b) подвергают расширению, предпочтительно до давления <35 бар.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что детандер для расширения потока исходного сырья функционально сочленяют с компрессором для компримирования потока пара на стадии (d).
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что детандер для расширения потока исходного сырья функционально сочленяют с компрессором для компримирования потока пара на стадии (d).
8. Аппаратура (1) для ожижения потока природного газа, при этом аппаратура, по меньшей мере, включает:
устройство (10) для получения потока исходного сырья, содержащего природный газ, при давлении 10-80 бар, предпочтительно 10-50 бар;
сепаратор газа/жидкости (31) для разделения потока исходного сырья (10) на поток пара (40) и поток жидкости (30), при этом в сопоставлении с потоком исходного сырья (10) поток пара (40) обогащен метаном, и в сопоставлении с потоком исходного сырья (10) поток жидкости (30) метаном обеднен;
компрессор (51) для увеличения давления потока пара (40), полученного в сепараторе газа/жидкости (31), до давления, равного, по меньшей мере, 70, предпочтительно, по меньшей мере, 84 бар, с получением, таким образом, компримированного потока;
теплообменник (41) для проведения теплообмена для компримированного потока при использовании потока пара (40), полученного из сепаратора газа/жидкости (31); и поток далее охлаждают на одной или нескольких стадиях внешнего охлаждения отходящего потока из теплообменника (41),
ожижающую установку (5) для ожижения отходящего потока из теплообменника (41), характеризующегося давлением, равным, по меньшей мере, 70, предпочтительно, по меньшей мере, 84 бар, при этом ожижающая установка (5) включает, по меньшей мере, один криогенный теплообменник (91).
9. Аппаратура (1) по п.8, отличающаяся тем, что аппаратура дополнительно включает детандер (12) для расширения потока исходного сырья (10) перед его подачей в сепараторе газа/жидкости (31).
10. Аппаратура (1) по п.9, отличающаяся тем, что компрессор (51) и детандер (12) функционально сочленяют.
11. Аппаратура (1) по одному из пп.9 и 10, отличающаяся тем, что в промежутке между устройством (10) для получения потока исходного сырья при давлении 10-80 бар и компрессором (51) для увеличения давления потока пара (40) никакого компрессора не имеется.
RU2007141716/06A 2005-04-12 2006-04-10 Способ и аппаратура для ожижения потока природного газа RU2400683C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP05102884 2005-04-12
EP05102884.3 2005-04-12

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007141716A RU2007141716A (ru) 2009-05-20
RU2400683C2 true RU2400683C2 (ru) 2010-09-27

Family

ID=34939248

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007141716/06A RU2400683C2 (ru) 2005-04-12 2006-04-10 Способ и аппаратура для ожижения потока природного газа

Country Status (12)

Country Link
US (2) US20090064713A1 (ru)
EP (2) EP1869383A1 (ru)
JP (1) JP5107896B2 (ru)
KR (1) KR101269914B1 (ru)
CN (1) CN101156038B (ru)
AU (1) AU2006233914B2 (ru)
EA (1) EA014193B1 (ru)
MY (1) MY142263A (ru)
NO (1) NO20075778L (ru)
RU (1) RU2400683C2 (ru)
TW (1) TWI390167B (ru)
WO (2) WO2006108821A1 (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8534094B2 (en) * 2008-04-09 2013-09-17 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
GB2462125B (en) * 2008-07-25 2012-04-04 Dps Bristol Holdings Ltd Production of liquefied natural gas
WO2012000998A2 (en) 2010-06-30 2012-01-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor
WO2012001001A2 (en) 2010-06-30 2012-01-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor
CN103201013B (zh) 2010-09-03 2017-02-22 缠绕机公司 用于精炼原料气流的精炼系统和方法
KR101271759B1 (ko) * 2011-05-19 2013-06-05 삼성중공업 주식회사 원유 운반선의 휘발성 유기 화합물 배출 감소 장치
EP2597407A1 (en) 2011-11-23 2013-05-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for preparing a lean methane-containing gas stream
EP2597408A1 (en) 2011-11-23 2013-05-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for preparing a lean methane-containing gas stream
US20160061518A1 (en) * 2014-08-29 2016-03-03 Black & Veatch Holding Company Dual mixed refrigerant system
US20160061517A1 (en) * 2014-08-29 2016-03-03 Black & Veatch Holding Company Dual mixed refrigerant system
US10072889B2 (en) * 2015-06-24 2018-09-11 General Electric Company Liquefaction system using a turboexpander
TWI608206B (zh) * 2015-07-15 2017-12-11 艾克頌美孚上游研究公司 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
RU2640050C1 (ru) * 2017-02-02 2017-12-26 Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш") Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления
US10539364B2 (en) * 2017-03-13 2020-01-21 General Electric Company Hydrocarbon distillation
CN109323126A (zh) * 2017-08-01 2019-02-12 通用电气公司 天然气液化系统和方法
JP7026490B2 (ja) * 2017-11-21 2022-02-28 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード Ｂｏｇ再凝縮装置およびそれを備えるｌｎｇ貯蔵システム。
FR3087526B1 (fr) * 2018-10-18 2020-12-18 Air Liquide Installation et procede de production de methane liquefie

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3331214A (en) * 1965-03-22 1967-07-18 Conch Int Methane Ltd Method for liquefying and storing natural gas and controlling the b.t.u. content
US4065278A (en) * 1976-04-02 1977-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Process for manufacturing liquefied methane
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US5799507A (en) * 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
TW366411B (en) * 1997-06-20 1999-08-11 Exxon Production Research Co Improved process for liquefaction of natural gas
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
ID24280A (id) * 1997-07-01 2000-07-13 Exxon Production Research Co Proses untuk memisahkan aliran gas multi-komponen yang mengandung paling tidak satu komponen yang dapat membeku
DZ2671A1 (fr) * 1997-12-12 2003-03-22 Shell Int Research Processus de liquéfaction d'un produit alimenté gazeux riche en méthane pour obtenir un gaz natural liquéfié.
FR2772896B1 (fr) * 1997-12-22 2000-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz notamment un gaz naturel ou air comportant une purge a moyenne pression et son application
MY114649A (en) * 1998-10-22 2002-11-30 Exxon Production Research Co A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
US6367286B1 (en) * 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
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
DE10226597A1 (de) 2002-06-14 2004-01-15 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
DE10226596A1 (de) * 2002-06-14 2004-01-15 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes mit gleichzeitiger Gewinnung einer C3+-reichen Fraktion mit hoher Ausbeute
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6889523B2 (en) * 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
FR2855526B1 (fr) * 2003-06-02 2007-01-26 Technip France Procede et installation de production simultanee d'un gaz naturel apte a etre liquefie et d'une coupe de liquides du gaz naturel
JP2009530583A (ja) * 2006-03-24 2009-08-27 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 炭化水素流の液化方法及び装置

Also Published As

Publication number Publication date
AU2006233914A1 (en) 2006-10-19
WO2006108820A1 (en) 2006-10-19
RU2007141716A (ru) 2009-05-20
KR101269914B1 (ko) 2013-05-31
US20090064713A1 (en) 2009-03-12
CN101156038B (zh) 2010-11-03
WO2006108821A1 (en) 2006-10-19
US20090064712A1 (en) 2009-03-12
MY142263A (en) 2010-11-15
JP2008539282A (ja) 2008-11-13
JP5107896B2 (ja) 2012-12-26
CN101156038A (zh) 2008-04-02
EA014193B1 (ru) 2010-10-29
TWI390167B (zh) 2013-03-21
EA200702213A1 (ru) 2008-02-28
EP1869383A1 (en) 2007-12-26
TW200700683A (en) 2007-01-01
NO20075778L (no) 2007-11-09
KR20080006571A (ko) 2008-01-16
AU2006233914B2 (en) 2009-09-03
EP1869382A1 (en) 2007-12-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2400683C2 (ru) Способ и аппаратура для ожижения потока природного газа
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
US5950453A (en) Multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
US6016665A (en) Cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas
AU2008283102B2 (en) Method and system for producing LNG
US6751985B2 (en) Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
JP3868998B2 (ja) 液化プロセス
US6192705B1 (en) Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas
US10539363B2 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US8534094B2 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
MXPA02005895A (es) Proceso para licuar gas natural mediante enfriamiento por expansion.
AU2008208879A1 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US20180356150A1 (en) Method for optimising liquefaction of natural gas
RU2423653C2 (ru) Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления
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: 20210411