RU2730090C2 - Method and system for liquefaction of natural gas feed flow - Google Patents
Method and system for liquefaction of natural gas feed flow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2730090C2 RU2730090C2 RU2018136794A RU2018136794A RU2730090C2 RU 2730090 C2 RU2730090 C2 RU 2730090C2 RU 2018136794 A RU2018136794 A RU 2018136794A RU 2018136794 A RU2018136794 A RU 2018136794A RU 2730090 C2 RU2730090 C2 RU 2730090C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- natural gas
- liquid
- separated
- heat exchanger
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 132
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 76
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 93
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 49
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 59
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 58
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 30
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 8
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 7
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 22
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 22
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 21
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 5
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- 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"
- F25J1/0035—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
- F25J1/0037—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 of a 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
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- 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
- F25J1/0254—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
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
- F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
- F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Данное изобретение относится к способу и системе сжижения сырьевого потока природного газа.This invention relates to a method and system for liquefying a natural gas feed stream.
Способы сжижения углеводородсодержащих газовых потоков хорошо известны в данной области техники. Углеводородсодержащий газовый поток, такой как поток природного газа, желательно сжижать по ряду причин. Например, природный газ легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, чем в газообразном виде, потому что она занимает меньший объем и ее не нужно хранить под высоким давлением. Обычно перед сжижением загрязненный углеводородсодержащий газовый поток обрабатывают для удаления одного или более загрязняющих веществ (таких как H2O, CO2, H2S и т.п.), которые могут вымораживаться во время процесса сжижения. Methods for liquefying hydrocarbon-containing gas streams are well known in the art. A hydrocarbon-containing gas stream, such as a natural gas stream, is desirably liquefied for a number of reasons. For example, natural gas is easier to store and transport over long distances in liquid form than in gaseous form because it takes up less volume and does not need to be stored under high pressure. Typically, prior to liquefaction, the contaminated hydrocarbon-containing gas stream is treated to remove one or more contaminants (such as H 2 O, CO 2 , H 2 S, and the like) that may freeze out during the liquefaction process.
Процессы сжижения известны из предшествующего уровня техники, в котором используют один или более замкнутых холодильных циклов для охлаждения и сжижения углеводородсодержащего газового потока. Примерами являются процесс C3-MR или процесс DMR. В процессе C3-MR на первом этапе охлаждения используют пропан в качестве хладагента, а на втором этапе охлаждения используют смесь из двух или более хладагентов, таких как смесь пропана, этана, метана и азота. В процессе DMR используют два холодильных цикла, каждый из которых включает смешанный хладагент. Liquefaction processes are known in the art, in which one or more closed refrigeration cycles are used to cool and liquefy a hydrocarbon-containing gas stream. Examples are the C3-MR process or the DMR process. The C3-MR process uses propane as the refrigerant in the first refrigeration step and the second refrigeration step uses a mixture of two or more refrigerants, such as a mixture of propane, ethane, methane and nitrogen. The DMR process uses two refrigeration cycles, each of which includes a mixed refrigerant.
Известны альтернативные способы сжижения, в которых не используют отдельный холодильный цикл. Alternative liquefaction processes are known that do not use a separate refrigeration cycle.
WO 02014/166925 описывает способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, причем способ включает по меньшей мере этапы: WO 02014/166925 describes a method for liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream, the method comprising at least the steps:
1) обеспечения загрязненного углеводородсодержащего газового потока; 1) providing a polluted hydrocarbon-containing gas stream;
2) охлаждения загрязненного углеводородсодержащего газового потока в первом теплообменнике с получением охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока; 2) cooling the polluted hydrocarbon-containing gas stream in the first heat exchanger to obtain a cooled polluted hydrocarbon-containing stream;
3) охлаждения охлажденного загрязненного углеводородсодержащего потока в детандере с получением частично сжиженного потока; 3) cooling the cooled contaminated hydrocarbon-containing stream in an expander to obtain a partially liquefied stream;
4) разделения частично сжиженного потока в сепараторе с получением газового потока и жидкого потока; 4) separating the partially liquefied stream in a separator to obtain a gas stream and a liquid stream;
5) расширения жидкого потока, полученного на этапе 4), с получением многофазного потока, причем многофазный поток содержит по меньшей мере паровую фазу, жидкую фазу и твердую фазу; 5) expanding the liquid stream obtained in step 4) to obtain a multiphase flow, the multiphase flow comprising at least a vapor phase, a liquid phase and a solid phase;
6) отделения многофазного потока в сепараторе с получением газообразного потока и потока шламовой суспензии (содержащего твердые СО2 и жидкие углеводороды); 6) separating the multiphase flow in the separator to obtain a gaseous flow and a slurry slurry flow (containing solid CO 2 and liquid hydrocarbons);
7) разделения суспензионного потока в сепараторе твердой/жидкой фазы с получением жидкого углеводородного потока и концентрированного потока шламовой суспензии; 7) separating the slurry stream in a solid / liquid separator to obtain a liquid hydrocarbon stream and a concentrated slurry slurry stream;
8) пропускания газообразного потока, полученного на этапе 4), через первый теплообменник с получением нагретого газообразного потока и 8) passing the gaseous stream obtained in step 4) through a first heat exchanger to obtain a heated gaseous stream, and
9) сжатия нагретого газообразного потока с получением сжатого газового потока, и 9) compressing the heated gaseous stream to obtain a compressed gaseous stream, and
10) смешения сжатого газового потока, полученного на этапе 9), с загрязненным углеводородосодержащим газовым потоком, обеспеченным на этапе 1).10) mixing the compressed gas stream obtained in step 9) with the contaminated hydrocarbon-containing gas stream provided in step 1).
Способ, описанный в WO2014/166925, позволяет сжижать загрязненный углеводородсодержащий газовый поток с использованием относительно небольшого количества оборудования без необходимости холодильного цикла, тем самым обеспечивая простой и экономически эффективный способ сжижения загрязненного углеводородсодержащего газового потока, в частности, содержащего метан загрязненного газового потока, такого как природный газ. Загрязняющее вещество может представлять собой СО2. The process described in WO2014 / 166925 allows a contaminated hydrocarbon-containing gas stream to be liquefied using a relatively small amount of equipment without the need for a refrigeration cycle, thereby providing a simple and cost-effective method for liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream, in particular a methane-containing contaminated gas stream such as natural gas. The pollutant can be CO 2 .
В способе в соответствии с WO2014/166925 используют схему процесса вымораживания для удаления СО2. На этапе 5), как описано выше, условия процесса в жидком потоке, полученном на этапе 4), находятся за пределами рабочих параметров для вымораживания CO2 (условия процесса составляют, например, 20 бар, -120°C, 1% мол. СО2), так что любое дальнейшее снижение температуры вызовет вымораживание CO2. Снижение температуры достигается на этапе 5) уменьшением давления в дроссельном клапане (клапан Джоуля Томсона). Уменьшение давления приводит к испарению части жидкого метана, тем самым охлаждая оставшуюся жидкость.The method according to WO2014 / 166925 uses a freeze-out process for removing CO 2 . In step 5), as described above, the process conditions in the liquid stream obtained in step 4) are outside the operating parameters for freezing CO 2 (process conditions are, for example, 20 bar, -120 ° C, 1 mol% CO 2 ), so that any further decrease in temperature will cause the CO 2 to freeze out. Temperature reduction is achieved in step 5) by decreasing the pressure in the throttle valve (Joule Thomson valve). The decrease in pressure leads to the evaporation of part of the liquid methane, thereby cooling the remaining liquid.
Другие способы сжижения описаны, например, в WO15110779 и WO12172281.Other liquefaction methods are described, for example, in WO15110779 and WO12172281.
Другие способы удаления СО2 известны из предшествующего уровня техники, например, заявок WO15017357, WO12068588 и WO12162690, которые используют разные способы удаления СО2. Other CO 2 removal methods are known from the prior art, for example WO15017357, WO12068588 and WO12162690, which use different CO 2 removal methods.
В US3616652 описан способ сжижения природного газа, включающий мгновенное испарение потока при понижении давления до низкого уровня давления с образованием жидкости под низким давлением и газа мгновенного испарения, а также рециркуляцию газа мгновенного испарения в контуре, выполненном с возможностью содействия охлаждению природного газа при верхнем уровне давления путем косвенного теплообмена с ним.US3616652 describes a method for liquefying natural gas, including flashing a stream while lowering the pressure to a low pressure level to form a low pressure liquid and a flashing gas, as well as recirculating the flashing gas in a loop configured to help cool natural gas at an upper pressure level. by indirect heat exchange with it.
Целью является предоставление альтернативного, более эффективного способа и системы охлаждения и сжижения углеводородсодержащего газового потока.The aim is to provide an alternative, more efficient method and system for cooling and liquefying a hydrocarbon-containing gas stream.
Одна или более из вышеуказанных или других целей достигаются за счет способа сжижения сырьевого потока природного газа, причем способ включает по меньшей мере этапы: One or more of the above or other objects are achieved by a method for liquefying a natural gas feed stream, the method comprising at least the steps of:
a) обеспечения технологического сырьевого потока (11) путем смешивания сырьевого потока (1) природного газа с рециркуляционным потоком (105), a) providing a process feed stream (11) by mixing a natural gas feed stream (1) with a recycle stream (105),
b) сжатия технологического сырьевого потока (11) и охлаждения технологического сырьевого потока (11) за счет окружающей среды в блоке (20) сжатия с получением сжатого технологического потока (25), давление (P25) которого составляет по меньшей мере 120 бар, а первая температура (T25) ниже 40°C,b) compressing the process feed stream (11) and cooling the process feed stream (11) by the environment in the compression unit (20) to obtain a compressed process stream (25), the pressure (P 25 ) of which is at least 120 bar, and the first temperature (T 25 ) is below 40 ° C,
c1) получения первого отделившегося потока (32) из сжатого технологического потока (25) и расширения первого отделившегося потока (32) в детандере предварительного охлаждения (33) с получением расширенного первого отделившегося потока (34), вторая температура которого ниже первой температуры,c1) obtaining the first separated stream (32) from the compressed process stream (25) and expanding the first separated stream (32) in the precooling expander (33) to obtain an expanded first separated stream (34), the second temperature of which is lower than the first temperature,
c2) охлаждения остальной части сжатого технологического потока (31) в первом теплообменнике (40) за счет расширенного первого отделившегося потока (34) с получением предварительно охлажденного технологического потока (41) и нагретого первого отделившегося потока (42),c2) cooling the remainder of the compressed process stream (31) in the first heat exchanger (40) with the expanded first separated stream (34) to obtain a pre-cooled process stream (41) and a heated first separated stream (42),
d1) получения второго отделившегося потока (52) из предварительно охлажденного технологического потока (41) и расширения второго отделившегося потока (52) в детандере (53) с получением расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54), третья температура которого ниже второй температуры,d1) obtaining a second separated stream (52) from the precooled process stream (41) and expanding the second separated stream (52) in an expander (53) to obtain an expanded and cooled multiphase second separated stream (54), the third temperature of which is below the second temperature,
d2) отделения расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54) в фазовом сепараторе (55) для получения парового потока (56) и жидкого потока (57), d2) separating the expanded and cooled multiphase second separated stream (54) in a phase separator (55) to obtain a vapor stream (56) and a liquid stream (57),
d3) охлаждения остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) во втором теплообменнике (60) за счет парового потока (56) с получением дополнительного охлажденного технологического потока (61) и нагретого парового потока (62), d3) cooling the remainder of the pre-cooled compressed process stream (51) in a second heat exchanger (60) with a steam stream (56) to provide additional cooled process stream (61) and a heated vapor stream (62),
e) расширения дополнительного охлажденного технологического потока (61) с получением жидкого потока природного газа (71),e) expanding the additional cooled process stream (61) to produce a liquid natural gas stream (71),
f) пропускания нагретого первого отделившегося потока (42) и нагретого парового потока (62) в блок (200) повторного сжатия, причем в блоке (200) повторного сжатия образуется рециркуляционный поток (105).f) passing the heated first separated stream (42) and heated vapor stream (62) to a recompression unit (200), wherein a recirculation stream (105) is formed in the recompression unit (200).
При сжатии технологического сырьевого потока до достижения относительно высокого давления на этапе b), то есть давления по меньшей мере 120 бар, улучшается эффективность сжижения, так как относительно высокое давление приводит к значительному эффекту охлаждения (сжижения). Давление сжатого технологического потока может находиться в диапазоне от 120 до 200 бар или в диапазоне от 130 до 190 бар, предпочтительно в диапазоне от 145 до 175 бар, более предпочтительно в диапазоне от 155 до 165 бар.By compressing the process feed stream until a relatively high pressure is reached in step b), i.e. a pressure of at least 120 bar, the liquefaction efficiency is improved since the relatively high pressure leads to a significant cooling (liquefaction) effect. The pressure of the compressed process stream can be in the range from 120 to 200 bar or in the range from 130 to 190 bar, preferably in the range from 145 to 175 bar, more preferably in the range from 155 to 165 bar.
Хотя мощность, потребляемая блоком сжатия, будет относительно высокой, это компенсируется уменьшенным рециркуляционным потоком и, следовательно, уменьшает нагрузки повторного сжатия, необходимые для того, чтобы давление в рециркуляционном потоке соответствовало давлению сырьевого потока природного газа. Although the power consumed by the compression unit will be relatively high, this is offset by the reduced recycle flow and therefore reduces the recompression loads required to match the pressure in the recycle stream to that of the natural gas feed stream.
Первый отделившийся поток (32), который функционирует как предварительно охлажденный поток, также имеет относительно высокое давление вследствие относительно высокого сжатия на этапе b). Следовательно, первый отделившийся поток 32 имеет относительно высокую удельную теплоемкость и, следовательно, обеспечивает эффективное (предварительное) охлаждение в первом теплообменнике (40), и в результате этого первый отделившийся поток (32) может иметь относительно низкий массовый расход.The first split stream (32), which functions as a precooled stream, also has a relatively high pressure due to the relatively high compression in step b). Consequently, the first separated
Следовательно, затраты на оборудование, связанные с рециркуляционным потоком (компрессоры, трубы), будут относительно низкими. Consequently, the equipment costs associated with the recycle stream (compressors, pipes) will be relatively low.
Кроме того, поскольку не требуются отдельные хладагенты и холодильные циклы, объем обработки жидкости значительно сокращается, что дополнительно снижает затраты. In addition, since no separate refrigerants and refrigeration cycles are required, the volume of fluid handling is greatly reduced, further reducing costs.
Отсутствие хладагентов, в частности, отсутствие пропана в качестве хладагента (компонента), еще больше способствует безопасности установки.The absence of refrigerants, in particular the absence of propane as a refrigerant (component), further contributes to the safety of the installation.
Давление на этапе b) значительно превышает критическое давление (сверхкритическое давление), предпочтительно, по меньшей мере на 50 бар выше критического давления, что приводит к относительно постоянному температурному профилю в первом теплообменнике (40, этап c2) для сжатого технологического потока (31) из-за относительно постоянной теплоемкости в сверхкритических условиях, в отличие от давления, которое находилось бы в непосредственной близости от критической точки, в которой изменения теплоемкости с изменением температуры велики. The pressure in step b) is significantly higher than the critical pressure (supercritical pressure), preferably at least 50 bar above the critical pressure, resulting in a relatively constant temperature profile in the first heat exchanger (40, step c2) for the compressed process stream (31) from - for a relatively constant heat capacity under supercritical conditions, in contrast to the pressure, which would be in the immediate vicinity of the critical point, at which the heat capacity changes with temperature are large.
Это дает возможность для использования очень малой LMTD (средней логарифмической разности температур), уменьшающей локальные температурные режимы и уменьшающей внешнюю генерацию энтропии (термодинамическая неэффективность). Поскольку удельная теплоемкость относительно стабильна в сверхкритических условиях, в частности, по меньшей мере на 30 бар или по меньшей мере на 50 бар выше критической точки, температурные профили представляют собой, по существу, прямые линии (в диаграмме зависимости температуры от тепла (Q)), что снижает температурную разницу между горячими и холодными потоками и, таким образом, снижает термодинамическую неэффективность.This makes it possible to use a very small LMTD (mean logarithmic temperature difference), which reduces local temperature regimes and reduces the external generation of entropy (thermodynamic inefficiency). Since the specific heat is relatively stable under supercritical conditions, in particular at least 30 bar or at least 50 bar above the critical point, the temperature profiles are essentially straight lines (in the temperature versus heat (Q) diagram) , which reduces the temperature difference between hot and cold streams and thus reduces thermodynamic inefficiency.
Давление, близкое к критической точке, привело бы к расхождению между двумя теплообменными потоками на холодной стороне теплообменника, что привело бы к неэффективности, а это означает, что сжатый технологический поток (31) менее предварительно охлажден (т.е. в результате этого первый теплообменник (40) остается при более высокой температуре).A pressure close to the critical point would result in a divergence between the two heat exchange streams on the cold side of the heat exchanger, resulting in inefficiency, which means that the compressed process stream (31) is less precooled (i.e., as a result, the first heat exchanger (40) remains at a higher temperature).
Давление предварительного охлаждения, то есть давление расширенного первого отделившегося потока (34) является оптимизированным параметром. Более низкое давление приводит к более холодному расширенному первому отделившемуся потоку (34), но требует большего повторного сжатия. Поэтому оптимальное давление предварительного охлаждения может быть определено итерационным способом. Давление предварительного охлаждения может быть дополнительно отрегулировано во время работы с учетом изменений рабочих условий, таких как изменение температуры окружающей среды.The pre-cooling pressure, that is, the pressure of the expanded first split stream (34), is an optimized parameter. The lower pressure results in a colder expanded first split stream (34), but requires more recompression. Therefore, the optimum pre-cooling pressure can be determined iteratively. The pre-cooling pressure can be further adjusted during operation to accommodate changes in operating conditions such as changes in ambient temperature.
Далее варианты реализации изобретения будут описаны со ссылкой на следующие неограничивающие графические материалы: In the following, embodiments of the invention will be described with reference to the following non-limiting drawings:
на фиг. 1 схематично проиллюстрирована схема способа в соответствии с вариантом реализации изобретения;in fig. 1 is a schematic diagram of a method according to an embodiment of the invention;
на фиг. 2 схематично проиллюстрирована схема способа в соответствии с альтернативным вариантом реализации изобретения.in fig. 2 is a schematic diagram of a method according to an alternative embodiment of the invention.
Ниже будут описаны два варианта реализации изобретения со ссылкой на фиг. 1 и фиг. 2, каждая из которых иллюстрирует другой вариант реализации изобретения. Одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения похожих элементов на разных фигурах.Two embodiments of the invention will be described below with reference to FIG. 1 and FIG. 2, each of which illustrates a different embodiment of the invention. Like reference numbers are used to indicate like elements in different figures.
Во-первых, обеспечивается сырьевой поток 1 природного газа. Сырьевой поток 1 природного газа также может упоминаться как углеводородный сырьевой поток 1. Сырьевой поток 1 природного газа в основном содержит метан. Хотя сырьевой поток 1 природного газа, в частности, не ограничен, он предпочтительно представляет собой газообразный поток, обогащенный метаном, предпочтительно содержащий по меньшей мере 50% мол. метана, более предпочтительно по меньшей мере 80% мол. и более предпочтительно по меньшей мере 95% мол. метана. First, a natural
Остальная часть сырьевого потока 1 природного газа в основном образована из углеводородных молекул, содержащих два, три или четыре атома углерода (этан, пропан, бутан).The remainder of the natural
Сырьевой поток 1 природного газа может образовываться на этапе обработки газа, на котором удаляются загрязняющие вещества и молекулы С5+. Как будет понятно специалисту в данной области техники, точное регулирование этапа обработки газа может зависеть от состава газа выше по потоку на этапе обработки газа и характеристик жидкого природного газа.The natural
Загрязняющие вещества и молекулы углеводородов, содержащие пять или более атомов углерода, предпочтительно удаляют выше по потоку. Contaminants and hydrocarbon molecules containing five or more carbon atoms are preferably removed upstream.
Предпочтительно менее чем 1% мол. сырьевого потока 1 природного газа образуется загрязняющими веществами и молекулами углеводородов, содержащими пять или более атомов углерода после удаления. Предпочтительно сырьевой поток 1 природного газа содержит менее чем 0,15% мол. молекул углеводородов, содержащих пять или более атомов углерода. Количество молекул углеводородов, содержащих пять или более атомов углерода, может находиться в диапазоне 0,10–0,15% мол.Preferably less than 1 mol%. the natural
В качестве альтернативного варианта, загрязняющие вещества и молекулы углеводородов, содержащие пять или более атомов углерода, могут быть удалены между первым и вторым теплообменниками 40, 60 вместо удаления выше по потоку.Alternatively, contaminants and hydrocarbon molecules containing five or more carbon atoms can be removed between the first and
Сырьевой поток 1 природного газа предпочтительно имеет давление в диапазоне от 50 до 80 бар, более предпочтительно в диапазоне от 55 до 75 бар, например 65 бар. Сырьевой поток 1 природного газа предпочтительно имеет температуру в диапазоне 0-40°C, например 17°C. The natural
На первом этапе а) технологический сырьевой поток 11 образуется путем смешивания/объединения сырьевого потока 1 природного газа с рециркуляционным потоком 105 с помощью объединителя 2. Рециркуляционный поток 105 будет описан более подробно ниже.In a first step a)
В соответствии с вариантом реализации изобретения массовый расход сырьевого потока 1 природного газа (MF1) и массовый расход рециркуляционного потока 105 (MF105) находятся в диапазоне MF1 : MF105 = [1:2 – 1:4], предпочтительно, по существу, равном 1:3.In accordance with an embodiment of the invention, the mass flow rate of the natural gas feed stream 1 (MF 1 ) and the mass flow rate of the recycle stream 105 (MF 105 ) are in the range MF 1 : MF 105 = [1: 2 - 1: 4], preferably substantially equal to 1: 3.
На этапе b) технологический поток 11 подают в блок 20 сжатия для получения сжатого технологического потока 25, имеющего давление не менее 120 бар и первую температуру ниже 40°C. Как указано выше, давление сжатого технологического потока может находиться в диапазоне от 120 до 200 бар или в диапазоне от 130 до 190 бар, предпочтительно от 145 до 175 бар, более предпочтительно в диапазоне от 155 до 165 бар.In step b), the
В соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 2, блок 20 сжатия включает один компрессор 21 с соответствующим промежуточным охладителем 22, расположенным ниже по потоку от компрессора 21.In accordance with the embodiment of the invention illustrated in FIG. 2, the
В соответствии с вариантом реализации изобретения, блок 20 сжатия включает многоступенчатый компрессор с промежуточными охладителями. Блок 20 сжатия может включать многоступенчатый компрессор 20, имеющий любое подходящее количество компрессоров и промежуточных охладителей для достижения заданного давления и температуры.In accordance with an embodiment of the invention, the
Как проиллюстрировано на фиг. 1, этап 20 компрессора может включать первый компрессор 21 для получения технологического потока 11, затем следуют первый промежуточный охладитель 22, второй компрессор 23 и второй промежуточный охладитель 24.As illustrated in FIG. 1,
Промежуточный(ые) охладитель(и) предпочтительно охлаждает(ют) технологический поток за счет окружающей среды, например, за счет окружающего воздуха или окружающей воды.The intercooler (s) preferably cools the process stream at the expense of the environment, such as ambient air or ambient water.
На этапе c1) сжатый технологический поток 25 подается в первый разделитель 30 для получения первого отделившегося потока 32. Первый разделитель 30 может быть любым подходящим типом разделителя, включая простое Т- или Y-образное соединение. In step c1), the
Первый разделитель 30 также может быть управляемым разделителем для активного управления и регулировки отделившейся части во время работы. Управляемый разделитель может содержать один или два регулируемых клапана, расположенных ниже по потоку от соединения, для управления коэффициентом деления потока.The
Коэффициент деления потока определяется как массовый расход отделившегося потока 32 (MF32), деленный на массовый расход сжатого технологического потока 25 (MF25), MF32 : MF25. Как правило, коэффициент деления потока составляет 0,5–0,65. The split ratio is defined as the mass flow rate of the separated stream 32 (MF 32 ) divided by the mass flow rate of the compressed process stream 25 (MF 25 ), MF 32 : MF 25 . Typically the split ratio is 0.5–0.65.
Первый отделившийся поток 32 расширяется и, таким образом, охлаждается в детандере 33 предварительного охлаждения. Обычно расширение имеет коэффициент давления в диапазоне 4–6, например 5, чтобы обеспечить достаточный холод для предварительного охлаждения остальной части сжатого технологического потока 31. Коэффициент давления определяется как давление (Р32) выше по потоку от детандера 33 предварительного охлаждения, деленное на давление (Р34) ниже по потоку от детандера 33 предварительного охлаждения. The first
Расширенный первый отделившийся поток 34 может иметь давление P34 в диапазоне 26–38 бар, предпочтительно 29–35 бар, более предпочтительно в диапазоне 31–33 бар. Расширенный первый отделившийся поток 34 обычно имеет температуру в диапазоне от минус 60°C до минус 80°C, обычно минус 70°C.The expanded first separated
На этапе c2) остальная часть сжатого технологического потока 31 подается на теплую сторону первого теплообменника 40, а расширенный первый отделившийся поток 34 подается на холодную сторону первого теплообменника 40, чтобы позволить двум потокам обмениваться теплом, в частности, чтобы позволить расширенному первому отделившемуся потоку 34 предварительно охладить остальную часть сжатого технологического потока 31. In step c2), the remainder of the
Первым теплообменником 40 может быть любой тип подходящего теплообменника, включающий спиральный теплообменник или пластинчатый (ребристый) теплообменник. Первый теплообменник 40 может содержать множество последовательных и/или параллельных подчиненных теплообменников (не показаны).The
Из первого теплообменника 34 получают предварительно охлажденный технологический поток 41 на холодной стороне, а нагретый первый отделившийся поток 42 получают на теплой стороне. Нагретый первый отделившийся поток 42 направляется в блок 200 повторного сжатия, который должен быть включен в рециркуляционный поток 105, как будет описано более подробно ниже.From the
Нагретый первый отделившийся поток 42 может иметь температуру в диапазоне от 0°C до 40°C, например 15°C. Предварительно охлажденный технологический поток 41 может иметь температуру в диапазоне от минус 50°C до минус 70°C, например минус 60°C.The heated first
Предварительно охлажденный технологический поток 41 передается во второй разделитель 50 для получения второго отделившегося потока 52. The
Второй разделитель 50 может быть любым подходящим типом разделителя, включая простое Т- или Y-образное соединение. Второй разделитель 50 также может быть управляемым разделителем для активного управления и регулировки второй отделившейся части во время работы. Второй управляемый разделитель 50 может содержать один или два регулируемых клапана, расположенных ниже по потоку от соединения, для управления вторым коэффициентом деления потока.The
Второй коэффициент деления потока определяется как массовый расход второго отделившегося потока 52 (MF52), деленный на массовый расход предварительно охлажденного технологического потока 41 (MF41), MF52 : MF41. The second split ratio is defined as the mass flow rate of the second split stream 52 (MF 52 ) divided by the mass flow rate of the precooled process stream 41 (MF 41 ), MF 52 : MF 41 .
Как правило, второй коэффициент деления потока находится в диапазоне 0,75–0,85.Typically, the second split ratio is in the range of 0.75–0.85.
На этапе d1) второй отделившийся поток 52 подается в детандер 53, например, детандер плотной фазы, для расширения и, таким образом, охлаждения второго отделившегося потока 52, чтобы войти в двухфазную зону, благодаря чему получают расширенный и охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54. Охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54 обычно расширяется до давления в диапазоне 5–20 бар, например, в диапазоне 8–12 бар и до третьей температуры в диапазоне от минус 110°C до минус 130°C. In step d1), the
Детандер 53 может функционировать как детандер плотной фазы, то есть детандер 53, который подходит для приема сверхкритического потока под давлением на входе детандера 53 и предназначен для выпуска многофазного потока 54 через выпускное отверстие детандера 53. Многофазный поток 54 может быть двухфазным потоком, содержащим парообразную/газообразную фазу и жидкую фазу.
На этапе d2) расширенный и охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54 выпаривается в фазовом сепараторе 55, благодаря чему получают отдельный поток 56 пара и поток 57 жидкости. Массовое соотношение потока пара MF56 к массовому соотношению расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока 54 (MF54) обычно находится в диапазоне MF54 : MF56 = 0,3–0,4.In step d2), the expanded and cooled multiphase second
Фазовым сепаратором 55 может быть любой подходящий парожидкостный сепаратор, такой как испарительный барабан или каплеотбойная емкость. The
На этапе d3) остальная часть предварительно охлажденного сжатого технологического потока 51 подается на теплую сторону второго теплообменника 60, а поток пара 56 подается на холодную сторону второго теплообменника 60, чтобы обеспечить возможность обмена теплом обоих потоков, в частности, чтобы поток пара 56 мог дополнительно охлаждать остальную часть предварительно охлажденного сжатого технологического потока 51. Таким образом получают дополнительно охлажденный технологический поток 61 и нагретый паровой поток 62.In step d3), the remainder of the pre-cooled
Нагретый паровой поток 62 может быть направлен в блок 200 повторного сжатия и должен быть включен в рециркуляционный поток 105, как будет описано более подробно ниже. The
В соответствии с вариантом реализации изобретения нагретый паровой поток 62 сначала направляется в первый теплообменник 40, а затем направляется в блок 200 повторного сжатия, как будет описано более подробно ниже.In accordance with an embodiment of the invention, the
Второй теплообменник 60 может быть любым типом подходящего теплообменника, включающим спиральный теплообменник или пластинчатый (ребристый) теплообменник. Второй теплообменник 60 может содержать множество последовательных и/или параллельных подчиненных теплообменников (не показаны).The
Нагретый паровой поток 62 может иметь температуру T62 в диапазоне от минус 65°C до минус 85°C и давление P62 в диапазоне от 5 до 20 бар.The
Предварительно охлажденный технологический поток 51 может поступать во второй теплообменник 60, имеющий температуру Т51 в диапазоне от минус 60°C до минус 80°C, а дополнительно охлажденный технологический поток 61 может оставить второй теплообменник 60, имеющий температуру Т61 в диапазоне от минус 110°C до минус 130°C и давление, которое по-прежнему, в сущности, равно давлению сжатого технологического потока 25, за исключением (непреднамеренного) перепада давления, возникающего в результате протекания потока через трубопровод, а также первый и второй теплообменники. Дополнительно охлажденный технологический поток 61 может находиться в сверхкритической плотной фазе, в которой нет никакого различия между газом и жидкостью.The precooled
На этапе е) дополнительно охлажденный технологический поток 61 расширяется в жидкостном детандере 70, благодаря чему получают поток сжиженного природного газа 71, имеющий давление в диапазоне от 8 до 15 бар, например 10 бар, и температуру, равную температуре кипения смеси при этом давлении (например, примерно минус 125°C при 10 бар). Поток сжиженного природного газа 71 может быть подан в испарительную емкость 80, благодаря чему получают сжиженный природный газ при давлении в диапазоне 1–3 бар, например при атмосферном давлении. Испарительная емкость 80 может быть емкостью для хранения. В качестве альтернативного варианта, сжиженный природный газ пропускают из испарительной емкости 80 в последующую емкость для хранения.In step e), the additionally cooled
В соответствии с вариантом реализации изобретения, способ дополнительно включает пропускание потока сжиженного природного газа 71 в испарительную емкость 80 и получение сырьевого потока 81 сжиженного природного газа в качестве нижнего потока из испарительной емкости 80. Сырьевой поток 81 сжиженного природного газа может быть пропущен в резервуар для хранения сжиженного природного газа (СПГ), такой как резервуар для хранения СПГ на судне/корабле для перевозки СПГ или плавучем объекте для хранения СПГ.In accordance with an embodiment of the invention, the method further comprises passing a liquefied
В соответствии с вариантом реализации изобретения, способ включает получение потока 82 газа мгновенного испарения в виде верхнего потока из испарительной емкости 80, пропускание потока 82 газа мгновенного испарения в блок 200 повторного сжатия, причем поток 82 газа мгновенного испарения необязательно по меньшей мере частично пропускается через третий теплообменник 75, 75’ для обеспечения охлаждения по меньшей мере части жидкого потока 57, полученного на этапе d2).In accordance with an embodiment of the invention, the method includes obtaining a
Путем пропускания потока газа мгновенного испарения через третий теплообменник 75 происходит получение холода высокого качества, тогда как по-прежнему возможно холодное сжатие потока газа мгновенного испарения в блоке повторного сжатия, то есть сжатия без необходимости использования промежуточного охладителя.By passing the flash gas stream through the
В соответствии с вариантом реализации изобретения, как проиллюстрировано на фиг. 1, способ включает:In accordance with an embodiment of the invention, as illustrated in FIG. 1, the method includes:
e1) разделение потока жидкости 57, полученного на этапе d2), на первую часть жидкости 71 и вторую часть жидкости 74, e1) dividing the flow of
e2) расширение первой части жидкости 71 в первом устройстве 72 для снижения давления для получения второго потока 73 сжиженного природного газа иe2) expanding the first portion of the liquid 71 in the first
e3) охлаждение второй части жидкости 74 путем пропускания второй части жидкости через третий теплообменник 75 и второе устройство 78 для снижения давления для получения третьего потока 76 сжиженного природного газа, e3) cooling the second portion of the liquid 74 by passing the second portion of the liquid through a
e4) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e), причем второй поток 73 сжиженного природного газа получают на этапе e2), а третий поток 76 сжиженного природного газа получают на этапе e3) в испарительной емкости 80.e4) collecting the liquefied natural gas stream obtained in step e), with a second liquefied
Первым устройством для снижения давления может быть клапан (Джоуля-Томсона) или детандер. Вторым устройством для снижения давления может быть клапан (Джоуля-Томсона) или детандер. В соответствии с вариантом реализации изобретения, первое устройство для снижения давления представляет собой детандер, а второе устройство для снижения давления представляет собой клапан Джоуля-Томсона.The first pressure reducing device can be a (Joule-Thomson) valve or an expander. The second pressure reducing device can be a (Joule-Thomson) valve or an expander. In accordance with an embodiment of the invention, the first pressure reducing device is an expander and the second pressure reducing device is a Joule-Thomson valve.
Этот вариант реализации изобретения обеспечивает преимущество, заключающееся в том, что разделение на этапе e1) позволяет контролировать расход второй части жидкости через третий теплообменник и таким образом позволяет лучше согласовать кривые нагрева в третьем теплообменнике 75, что дает более низкую среднюю логарифмическую разницу температур (LMTD) и, следовательно, более низкие потери энергии в третьем теплообменнике 75. Это обеспечивает более энергоэффективный способ. This embodiment provides the advantage that the separation in step e1) allows control of the flow rate of the second liquid through the third heat exchanger and thus allows better matching of the heating curves in the
Разделение на этапе e1) может быть заранее определенным разделением, например, может обеспечивать заранее определенный расход второй части жидкости через третий теплообменник. В качестве альтернативного варианта, разделение может быть управляемым разделением, обеспечиваемым управляемым разделителем, который обеспечивает регулируемое разделение, которое можно активно контролировать во время работы.The separation in step e1) can be a predetermined separation, for example, can provide a predetermined flow rate of the second part of the liquid through the third heat exchanger. Alternatively, the separation can be a controlled separation provided by a controllable splitter that provides controlled separation that can be actively controlled during operation.
Второй поток сжиженного природного газа 73 и третий поток сжиженного природного газа 76 обычно находятся под одинаковым давлением, которое близко к атмосферному (в диапазоне 1–1,25 бар) и при температуре, близкой к или при -161,5°C (в диапазоне от минус 160 до минус 162°C), хотя может существовать небольшая разница давления/температуры из-за различий в составе.The second liquefied
На этапе e3) вторая часть жидкости 74 охлаждается в третьем теплообменнике 75 за счет по меньшей мере части потока 82 газа мгновенного испарения, благодаря чему получают нагретый поток 77 газа мгновенного испарения, который пропускается в блок 200 повторного сжатия.In step e3), the second part of the liquid 74 is cooled in the
Давление третьего потока сжиженного природного газа 76, который является переохлажденной жидкостью, может эффективно уменьшаться, предпочтительно (близко) к условиям хранения с помощью второго устройства для снижения давления, например, клапана Джоуля-Томсона 78, что таким образом сводит к минимуму мгновенное испарение пара. The pressure of the third liquefied
В соответствии с вариантом реализации изобретения, как проиллюстрировано на фиг. 2, способ включает:In accordance with an embodiment of the invention, as illustrated in FIG. 2, the method includes:
e1’) пропускание потока жидкости 57, полученного на этапе d2), через третий теплообменник 75’ и детандер 78’ для получения дополнительного потока сжиженного природного газа 76’, e1 ') passing the
e2’) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e) и дополнительного потока сжиженного природного газа 76’, полученного на этапе e1’), в испарительной емкости 80.e2 ') collecting the liquefied natural gas stream from step e) and the additional liquefied natural gas stream 76' from step e1 ') in a
Детандер 78’ в более общем случае может быть устройством для снижения давления, таким как клапан (Джоуля-Томсона).Expander 78 'may more generally be a pressure reducing device such as a (Joule-Thomson) valve.
Дополнительный поток сжиженного природного газа 76’ может иметь давление в диапазоне от 1 до 1,25 бар, например 1,05 бар, и температуру в диапазоне от минус 160 до минус 162°C, например минус 160,6°C. The additional liquefied natural gas stream 76 'may have a pressure in the range of 1 to 1.25 bar, such as 1.05 bar, and a temperature in the range of –160 to –162 ° C, such as –160.6 ° C.
Поток 77 подогретого газа мгновенного испарения может быть под атмосферным давлением, например 1 бар, и при температуре в диапазоне от минус 120 до минус 130°C, например минус 125°C.The heated
Давление в испарительной емкости 80, по существу, равно атмосферному давлению, и собранный сжиженный природный газ находится в точке кипения. The pressure in the
В соответствии с вариантом реализации изобретения нагретый паровой поток 62, полученный из второго теплообменника 60 на этапе d3), пропускается через первый теплообменник 40, чтобы обеспечить охлаждение остальной части сжатого технологического потока 31, благодаря чему получают дополнительный нагретый паровой поток 43 перед тем, как перейти в блок 200 повторного сжатия.In accordance with an embodiment of the invention, the
На этапе f) нагретый первый отделившийся поток 43 и нагретый паровой поток 62, возникающий из расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока 54, объединяются, чтобы быть включенными в рециркуляционный поток 105 в блоке 200 повторного сжатия. In step f), heated first separated
В соответствии с вариантом реализации изобретения, этап f) включает отдельно пропускание нагретого первого отделившегося потока 42 и одного из нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового потока 43 в блок 200 повторного сжатия для получения рециркуляционного потока 105.In accordance with an embodiment of the invention, step f) comprises separately passing the heated first
Блок 200 повторного сжатия может быть многоступенчатым блоком повторного сжатия. Первый отделившийся поток 42 и один из нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового потока 43 предпочтительно подаются на разные ступени (давления) в блоке 200 повторного сжатия.The
В случае пропускания нагретого парового потока 43 через первый теплообменник 40, именно дополнительный нагретый паровой поток 43 пропускается в блок 200 повторного сжатия и должен быть включен в рециркуляционный поток 105. В приведенном ниже описании будет дана ссылка на дополнительный нагретый паровой поток 43, но следует понимать, что это может быть нагретый паровой поток 62, если нагретый паровой поток 62 не пропускается через первый теплообменник 40.If
В соответствии с вариантом реализации изобретения, этап f) дополнительно включает пропускание потока газа мгновенного испарения (82) или нагретого потока газа мгновенного испарения 77 в блок 200 повторного сжатия. In accordance with an embodiment of the invention, step f) further comprises passing a flash gas stream (82) or a heated
Поток газа мгновенного испарения 82 или нагретый поток газа мгновенного испарения 77 пропускают в блок повторного сжатия отдельно от нагретого первого отделившегося потока 42, нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового пара 43. Поток газа мгновенного испарения 82 или нагретый поток газа мгновенного испарения 77, нагретый первый отделившийся поток 42, нагретый паровой поток 62 или дополнительный нагретый паровой поток 43 предпочтительно подаются в разные ступени (давления) в блоке 200 повторного сжатия.The
Следовательно, уровни давления различных потоков, пропущенных в блок (200) повторного сжатия, разделены. Consequently, the pressure levels of the various streams passed to the recompression unit (200) are separated.
Благодаря пропусканию нагретого первого отделившегося потока 42 отдельно от нагретого парового потока 62 и дополнительного нагретого парового потока 43 предотвращается загрязнение нагретого первого отделившегося потока 42 азотом, что позволяет более эффективно пропускать топливо.By passing the heated first decoupled
Блок 200 повторного сжатия может включать несколько блоков повторного сжатия, расположенных последовательно, причем каждый блок повторного сжатия включает один или более компрессоров 90, 93, 102. The
Количество блоков повторного сжатия может быть равно количеству потоков, пропускаемых в блок 200 повторного сжатия, например трем в соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 1. The number of recompressors may be equal to the number of streams passed to the
Один или более блоков повторного сжатия могут включать один или более связанных промежуточных охладителей. Затем блок 200 повторного сжатия может быть назван блоком многофазного повторного сжатия с промежуточным охлаждением.One or more recompression units may include one or more associated intercoolers. Then, the
В соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 1, блок 200 повторного сжатия представляет собой блок 200 трехступенчатого повторного сжатия, включающий три ступени повторного сжатия, расположенные последовательно, то есть ступень предварительного повторного сжатия, ступень промежуточного повторного сжатия и ступень окончательного повторного сжатия. In accordance with the embodiment of the invention illustrated in FIG. 1, the
Как проиллюстрировано на фиг. 1, блок предварительного повторного сжатия может включать первый компрессор 90, содержащий два последовательных вспомогательных компрессора, выполненных с возможностью приема нагретого потока 77 газа мгновенного испарения и сжатия нагретого потока 77 газа мгновенного испарения, благодаря чему получают первый повторно сжатый поток 91 с температурой Т91 в диапазоне от 15 до 20°C. Давление Р91 первого повторно сжатого потока, по существу, равно давлению Р43 нагретого парового потока 43, например, в диапазоне 8–12 бар, например 10 бар.As illustrated in FIG. 1, the pre-recompression unit may include a
Поскольку входной поток первого компрессора 90 является относительно холодным (причем поток 82 газа мгновенного испарения обычно имеет температуру –162°C, а нагретый поток 77 газа мгновенного испарения обычно имеет температуру приблизительно от минус 120°C до минус 130°C), требования к мощности сжатия относительно низки, и промежуточный охладитель не требуется. Since the inlet stream of the
Предварительно сжатый поток 91 и дополнительный нагретый паровой поток 43 (или нагретый паровой поток 62) объединяются и подаются в блок промежуточного повторного сжатия в виде объединенного потока 92. The
Блок промежуточного повторного сжатия включает промежуточный компрессор 93 и соответствующий промежуточный охладитель 97, расположенный ниже по потоку от промежуточного компрессора 93. Блок промежуточного повторного сжатия выполнен с возможностью приема объединенного потока 92 и последующего повторного сжатия и охлаждения объединенного потока 92 для получения промежуточного сжатого потока 98, обычно имеющего промежуточное давление Р98 в диапазоне 25–35 бар, например 32 бар. Поток 96, выходящий из промежуточного компрессора 93, обычно имеет температуру выше 100°C и охлаждается промежуточным охладителем 97, как правило, до температуры Т98 в диапазоне от 15°C до 25°C.The intermediate recompression unit includes an
Промежуточный сжатый поток 98 и нагретый первый отделившийся поток 42 объединяются и подаются в блок окончательного повторного сжатия в виде дополнительного объединенного потока 101.The intermediate
Блок окончательного повторного сжатия включает конечный компрессор 102 и соответствующий промежуточный охладитель 104, расположенный ниже по потоку от конечного компрессора 102. Блок окончательного повторного сжатия выполнен с возможностью получения дополнительного комбинированного потока 101 и последующего повторного сжатия и охлаждения дополнительного объединенного потока 101 для получения рециркуляционного потока 105. Рециркуляционный поток 105 обычно имеет давление P105, по существу, равное давлению сырьевого потока 1 природного газа, обычно в диапазоне от 50 до 80 бар, более предпочтительно в диапазоне от 55 до 75 бар, например 65 бар. The final recompression unit includes a
В соответствии с одним вариантом реализации изобретения данный способ дополнительно включает: In accordance with one embodiment of the invention, the method further comprises:
g) получение потока 95 топлива из промежуточного местоположения блока 200 повторного сжатия, предпочтительно выше по потоку от местоположения, в котором нагретый первый отделившийся поток 42 подается в блок 200 повторного сжатия.g) obtaining
Предпочтительно поток 95 топлива получают в промежуточном местоположении, в котором концентрация азота является относительно высокой. Поскольку поток 77, 82 газа мгновенного испарения и паровой поток 56 содержат относительно высокое количество азота по сравнению с первым отделившемся потоком 32, 42, поток 95 топлива предпочтительно получают выше по потоку от местоположения, в котором нагретый первый отделившийся поток 42 поступает в блок многоступенчатого рекомпрессора 200. Preferably, the
Поток 95 топлива предпочтительно получают в виде бокового потока от потока 96, выходящего из промежуточного компрессора 93. Поток 95 топлива получают в промежуточном местоположении между промежуточным компрессором 93 и соответствующим промежуточным охладителем 97.
Это приводит к образованию эффективного потока топлива, имеющего относительно большое количество азота, и уменьшает количество рециркулируемого азота.This results in an efficient fuel stream having a relatively large amount of nitrogen and reduces the amount of nitrogen recirculated.
В соответствии с примером, используемый способ функционирует следующим образом. Технологический сырьевой поток 11 получают путем смешивания сырьевого потока 1 природного газа, взятого после того, как достигается температура конденсации для соответствия спецификации С5+ (<0,1% мол.), причем рециркуляционный поток 105 имеет соотношение около 1:3. Этап 20 компрессора (вспомогательного компрессора), состоящий из двух этапов с промежуточным охлаждением, повышает давление от 65 бар до 160 бар. Технологический сырьевой поток 11 охлаждают промежуточным охладителем (охладителями) приблизительно до 17°C с использованием воды в качестве охлаждающей среды. Полученный таким образом сжатый технологический поток 25 разделяют на две части, первый отделяющийся поток 32 (0,57 масс. доли) и остальную часть сжатого технологического потока (0,43 масс. доли). In accordance with the example, the method used operates as follows. The
Первый отделившийся поток расширяется в детандере 33 предварительного охлаждения, являющийся детандером на 30 МВт, с коэффициентом давления около 5. Таким образом, расширенный первый отделившийся поток 34 получают для обеспечения холода для остальной части сжатого технологического потока. Эти потоки обмениваются теплом в первом теплообменнике 40. Температура горячего выпускного потока достигает -75°C, а холодный выпускной поток направляется в блок 200 повторного сжатия.The first split stream is expanded in a
Затем предварительно охлажденный технологический поток 41 разделяют на второй отделившийся поток 52 (0,8 масс. доли), который расширяют до 10 бар в детандере 53, благодаря чему он охлаждается до около минус 123°C, поступая в двухфазную зону с получением таким образом расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока 54.The precooled
Расширенный и охлажденный многофазный второй отделившийся поток 54 подвергается мгновенному испарению в сепараторе высокого давления 55 для получения парового потока 56 (0,34 молярной доли).The expanded and cooled multiphase second
После сепаратора высокого давления 55 паровой поток 56 используется для дополнительного охлаждения остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока 51 во втором теплообменнике 60 до около -123°C. Затем паровой поток 56 (теперь нагреваемый паровой поток 62) обеспечивает холод в первом теплообменнике 40.After
Полученный таким образом дополнительный охлажденный технологический поток 61, являющийся низкотемпературным потоком высокого давления, расширяется в жидкостном детандере 70 до условий хранения.Thus obtained additional cooled
Жидкий поток 57, полученный из сепаратора 55, разделяется на два потока. Первая жидкая часть или основной поток 71 (0,89 масс. доли) расширяется через первое устройство для снижения давления, например, жидкостный детандер 72, тогда как вторая жидкая часть 74 или меньшая доля (0,19 масс. доли) переохлаждается за счет потока газа мгновенного испарения 82 в третьем теплообменнике 75, а затем давление в ней понижается с помощью второго устройства для снижения давления, такого как клапан 78 Джоуля-Томпсона, перед тем, как ее пропускают в испарительную емкость 80. The
Поток 82 газа мгновенного испарения, после охлаждения по меньшей мере части жидкого потока 57 в третьем теплообменнике 75, направляется в блок 200 повторного сжатия. Нагретый поток 77 газа мгновенного испарения направляют на холодное повторное сжатие. При использовании холодного сжатия (2 этапа) достигаются низкие требования к потреблению, и нет необходимости в промежуточных охладителях. Температура на выходе первого компрессора 90 повысилась до 17°C. Выходной поток первого компрессора 90 смешивают с находящимся под давлением 10 бар дополнительным нагретым паровым потоком 43, выходящим из первого теплообменника 40, объединенный поток 92 которого сжимается промежуточным компрессором 93 до промежуточного давления 32 бар. Затем поток 96, выходящий из промежуточного компрессора 93, смешивается с нагретым первым отделившимся потоком 42 и последовательно сжимается до уровня давления подачи 65 бар для образования рециркуляционного потока 105.The
Моделирования показали, что схемы способа, описанные со ссылкой на фиг. 1 и 2, нуждаются в относительно небольшом рециркуляционном потоке 105, который значительно повышает эффективность, что более чем уравновешивает использование более высоких подпорных давлений, требуемых на этапе 200 компрессора. Simulations have shown that the method diagrams described with reference to FIG. 1 and 2 require a relatively
Моделирования показали, что вариант реализации изобретения, описанный со ссылкой на фиг. 1, обеспечивает удельную потребляемую мощность, составляющую 9,816 кВт/т/сут (235,6 кВт-ч/т). Это соответствует производству СПГ в 3,4 млн т/год с использованием газовой турбины мощностью 100 МВт в качестве механического привода, принимая готовность равной 95%. Simulations have shown that the embodiment described with reference to FIG. 1, provides a specific power consumption of 9.816 kWh / t / day (235.6 kWh / t). This corresponds to an LNG production of 3.4 Mtpa using a 100 MW gas turbine as a mechanical drive, assuming an availability of 95%.
Специалист в данной области техники легко поймет, что могут быть сделаны многие модификации без отхода от объема изобретения. Например, следует понимать, что этап 20 компрессора, как проиллюстрировано на фиг. 1, может быть использован в варианте реализации изобретения по фиг. 2 и наоборот. Если в этом тексте используется слово «этап» или «этапы», то следует понимать, что это не делается для указания конкретного порядка (во времени). Этапы могут применяться в любом подходящем порядке, включая их одновременное применение. A person skilled in the art will readily understand that many modifications can be made without departing from the scope of the invention. For example, it should be understood that
Claims (46)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP16161408 | 2016-03-21 | ||
EP16161408.6 | 2016-03-21 | ||
PCT/EP2017/056520 WO2017162566A1 (en) | 2016-03-21 | 2017-03-20 | Method and system for liquefying a natural gas feed stream |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018136794A RU2018136794A (en) | 2020-04-22 |
RU2018136794A3 RU2018136794A3 (en) | 2020-06-03 |
RU2730090C2 true RU2730090C2 (en) | 2020-08-17 |
Family
ID=55587193
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018136794A RU2730090C2 (en) | 2016-03-21 | 2017-03-20 | Method and system for liquefaction of natural gas feed flow |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20190049174A1 (en) |
EP (1) | EP3433556A1 (en) |
CN (1) | CN108779953A (en) |
AU (1) | AU2017237356B2 (en) |
CA (1) | CA3017839A1 (en) |
RU (1) | RU2730090C2 (en) |
WO (1) | WO2017162566A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2767848C1 (en) * | 2021-02-04 | 2022-03-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Liquefied natural gas production plant |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA3053323C (en) * | 2017-02-13 | 2021-12-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion |
FR3075938B1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-01-10 | Engie | METHOD AND DEVICE FOR LIQUEFACTION OF A NATURAL GAS |
US11499775B2 (en) | 2020-06-30 | 2022-11-15 | Air Products And Chemicals, Inc. | Liquefaction system |
US20220252340A1 (en) * | 2021-02-05 | 2022-08-11 | High Roller E & C, LLC | Systems and processes for stationary and mobile natural gas liquefaction |
US20230073208A1 (en) * | 2021-09-09 | 2023-03-09 | Cnx Resources Corporation | System and method for harnessing energy from a pressurized gas flow to produce lng |
US11815023B2 (en) * | 2021-10-22 | 2023-11-14 | Hamilton Sundstrand Corporation | Power and ejector cooling unit |
WO2024165416A1 (en) | 2023-02-10 | 2024-08-15 | Airco Process Technology A/S | Small scale expansion cycle methane liquefaction process |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3383873A (en) * | 1964-11-03 | 1968-05-21 | Linde Ag | Engine expansion of liquefied gas at below critical temperature and above critical pressure |
US5651269A (en) * | 1993-12-30 | 1997-07-29 | Institut Francais Du Petrole | Method and apparatus for liquefaction of a natural gas |
US6378330B1 (en) * | 1999-12-17 | 2002-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
RU2554736C2 (en) * | 2009-07-21 | 2015-06-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of purifying multi-phase hydrocarbon flow and installation intended therefore |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1096697A (en) | 1966-09-27 | 1967-12-29 | Int Research & Dev Co Ltd | Process for liquefying natural gas |
GB0120272D0 (en) * | 2001-08-21 | 2001-10-10 | Gasconsult Ltd | Improved process for liquefaction of natural gases |
FR2841330B1 (en) * | 2002-06-21 | 2005-01-28 | Inst Francais Du Petrole | LIQUEFACTION OF NATURAL GAS WITH RECYCLING OF NATURAL GAS |
US8555672B2 (en) * | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
US20120036888A1 (en) * | 2007-11-05 | 2012-02-16 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (lng) and cold compressed gas (ccng) from low-pressure natural gas |
US8584488B2 (en) * | 2008-08-06 | 2013-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas production |
CN103596660B (en) | 2010-11-19 | 2016-08-24 | 可持续能源解决方案公司 | System and method condensable vapours separated is exchanged with gas by direct contact heat |
CN104736932B (en) | 2011-05-26 | 2017-08-25 | 可持续能源解决方案公司 | The system and method for being separated condensable vapours with light gas or liquid by recuperation low temperature process |
GB2486036B (en) | 2011-06-15 | 2012-11-07 | Anthony Dwight Maunder | Process for liquefaction of natural gas |
EP2789957A1 (en) | 2013-04-11 | 2014-10-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream |
US20150033793A1 (en) | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Uop Llc | Process for liquefaction of natural gas |
FR2991758A3 (en) * | 2013-09-19 | 2013-12-13 | Air Liquide | Liquefier for flow of gaseous air used for cooled transport in lorry, has heat exchanger connected to separating pot, and liquefying unit for liquefying impoverished oxygen gas, where liquefied gas is sent to oxygen-depleted gas storage |
GB2522421B (en) | 2014-01-22 | 2016-10-19 | Dwight Maunder Anthony | LNG production process |
-
2017
- 2017-03-20 EP EP17712106.8A patent/EP3433556A1/en not_active Withdrawn
- 2017-03-20 CA CA3017839A patent/CA3017839A1/en not_active Abandoned
- 2017-03-20 WO PCT/EP2017/056520 patent/WO2017162566A1/en active Application Filing
- 2017-03-20 RU RU2018136794A patent/RU2730090C2/en active
- 2017-03-20 AU AU2017237356A patent/AU2017237356B2/en not_active Ceased
- 2017-03-20 CN CN201780018963.6A patent/CN108779953A/en active Pending
- 2017-03-20 US US16/086,491 patent/US20190049174A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3383873A (en) * | 1964-11-03 | 1968-05-21 | Linde Ag | Engine expansion of liquefied gas at below critical temperature and above critical pressure |
US5651269A (en) * | 1993-12-30 | 1997-07-29 | Institut Francais Du Petrole | Method and apparatus for liquefaction of a natural gas |
US6378330B1 (en) * | 1999-12-17 | 2002-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
RU2253809C2 (en) * | 1999-12-17 | 2005-06-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Mode of liquefaction of natural gas by way of cooling at the expense of expansion |
RU2554736C2 (en) * | 2009-07-21 | 2015-06-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of purifying multi-phase hydrocarbon flow and installation intended therefore |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2767848C1 (en) * | 2021-02-04 | 2022-03-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Liquefied natural gas production plant |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA3017839A1 (en) | 2017-09-28 |
WO2017162566A1 (en) | 2017-09-28 |
RU2018136794A (en) | 2020-04-22 |
CN108779953A (en) | 2018-11-09 |
US20190049174A1 (en) | 2019-02-14 |
AU2017237356B2 (en) | 2019-12-05 |
EP3433556A1 (en) | 2019-01-30 |
AU2017237356A1 (en) | 2018-09-27 |
RU2018136794A3 (en) | 2020-06-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2730090C2 (en) | Method and system for liquefaction of natural gas feed flow | |
US6751985B2 (en) | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state | |
AU2012299287B2 (en) | Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system | |
JP3868998B2 (en) | Liquefaction process | |
RU2753342C2 (en) | Low-temperature mixed refrigerant for large-scale pre-cooling of hydrogen | |
US6378330B1 (en) | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling | |
US20170167786A1 (en) | Pre-Cooling of Natural Gas by High Pressure Compression and Expansion | |
CA3056587C (en) | Artic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation | |
US10082331B2 (en) | Process for controlling liquefied natural gas heating value | |
KR20160057351A (en) | Mixed refrigerant system and method | |
AU2007310940B2 (en) | Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams | |
CA2980042A1 (en) | Mixed refrigerant cooling process and system | |
US10571187B2 (en) | Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method | |
US20230194161A1 (en) | Standalone high-pressure heavies removal unit for lng processing |