RU2005118106A - Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для снижения природного газа - Google Patents
Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для снижения природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2005118106A RU2005118106A RU2005118106/06A RU2005118106A RU2005118106A RU 2005118106 A RU2005118106 A RU 2005118106A RU 2005118106/06 A RU2005118106/06 A RU 2005118106/06A RU 2005118106 A RU2005118106 A RU 2005118106A RU 2005118106 A RU2005118106 A RU 2005118106A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- natural gas
- divided
- heat exchanger
- liquefied natural
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims 184
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims 48
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 title claims 21
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 title claims 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 101
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims 55
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 46
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 35
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 25
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 13
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 claims 11
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 7
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims 6
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims 4
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 4
- 239000012467 final product Substances 0.000 claims 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 2
- 239000000047 product Substances 0.000 claims 2
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 claims 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims 1
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
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
- F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
- F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
- F25J1/0209—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
- F25J1/021—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- 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
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
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)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Claims (122)
1. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(а) мгновенное испарение находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа в первом расширителе, с получением потока первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости;
(б) мгновенное испарение, по меньшей мере, части первого сжиженного потока во втором расширителе с получением потока второго газа мгновенного испарения и второго потока жидкости;
(в) мгновенное испарение, по меньшей мере, части второго потока жидкости в резервуаре для хранения сжиженного природного газа или непосредственно перед ним, с получением потока третьего газа мгновенного испарения и конечного продукта - сжиженного природного газа; и
(г) направление потока третьего газа мгновенного испарения и конечного продукта сжиженного природного газа в резервуар для хранения сжиженного природного газа.
2. Способ по п.1, в котором дополнительно (д) направляют, по меньшей мере, часть потока третьего газа мгновенного испарения из резервуара для хранения сжиженного природного газа в теплообменник для использования в качестве хладагента.
3. Способ по п.2, в котором дополнительно (е) выводят, по меньшей мере, часть потока третьего газа мгновенного испарения из теплообменника в компрессор; и(ж) сжимают, по меньшей мере, часть потока третьего газа мгновенного испарения в компрессоре.
4. Способ по п.1, в котором дополнительно (з) перед резервуаром для хранения сжиженного природного газа разделяют, по меньшей мере, часть второго потока жидкости на охлаждающую часть и продукционную часть.
5. Способ по п.1, в котором также (и) направляют охлаждающую часть и, по меньшей мере, часть потока третьего газа мгновенного испарения в общий трубопровод; и (к) объединяют охлаждающую часть и, по меньшей мере, часть потока третьего газа мгновенного испарения в общем трубопроводе.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутый общий трубопровод является холодной стороной теплообменника с косвенным теплообменом.
7. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(а) мгновенное испарение находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа в первом расширителе с получением потока первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости;
(б) мгновенное испарение, по меньшей мере, части первого сжиженного потока во втором расширителе с получением потока второго газа мгновенного испарения и второго потока жидкости;
(в) мгновенное испарение, по меньшей мере, части второго жидкого потока в резервуаре для хранения сжиженного природного газа или непосредственно перед ним, с получением тем самым потока третьего газа мгновенного испарения и конечного продукта - сжиженного природного газа;
(г) разделение, перед резервуаром для хранения сжиженного природного газа, по меньшей мере, части второго потока жидкости на охлаждающую часть и продукционную часть;
(д) направление охлаждающей части и, по меньшей мере, части третьего потока газа мгновенного испарения в общий трубопровод;
(е) объединение охлаждающей части и, по меньшей мере, части потока третьего газа мгновенного испарения в общем трубопроводе; причем упомянутый общий трубопровод является холодной стороной теплообменника косвенного теплообмена; и
(ж) перед резервуаром для хранения сжиженного природного газа, переохлаждение потока второго газа мгновенного испарения путем косвенного теплообмена в теплообменнике.
8. Способ по п.5, в котором также (з) вводят объединенные охлаждающую часть и поток третьего газа мгновенного испарения из общего трубопровода в компрессор; и (и) сжимают объединенные охлаждающую часть и третий газ мгновенного испарения в компрессоре.
9. Способ по п.8, в котором также (к) удаляют жидкости из объединенных охлаждающей части и третьего газа мгновенного испарения до сжатия в компрессоре.
10. Способ по п.1, в котором также (л) перед первым расширителем охлаждают находящийся под избыточным давлением поток сжиженного природного газа за счет косвенного теплообмена, по меньшей мере, с частью потока первого газа мгновенного испарения.
11. Способ по п.10, в котором также (м) перед первым расширителем охлаждают находящийся под избыточным давлением поток сжиженного природного газа за счет косвенного теплообмена, по меньшей мере, с частью потока второго газа мгновенного испарения.
12. Способ по п.1, в котором также (н) выводят второй поток жидкости из второго расширителя в резервуар для хранения сжиженного природного газа без использования насоса, расположенного между вторым расширителем и резервуаром для хранения сжиженного природного газа и сообщающегося с ними посредством текучей среды.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутое мгновенное расширение на стадии (а) предусматривает понижение давления находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа приблизительно на 40-90%; упомянутое мгновенное расширение на стадии (б) предусматривает понижение давления первого жидкого потока приблизительно на 40-90%; упомянутое мгновенное расширение на стадии (в) предусматривает понижение давления второго жидкого потока приблизительно на 30-80%.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутый находящийся под избыточным давлением поток природного газа поступает в первый расширитель под давлением в пределах от 550 фунтов/кв.дюйм до 650 фунтов/кв.дюйм, приблизительно; упомянутый первый поток жидкости выходит из первого расширителя под давлением в пределах от 180 фунтов/кв.дюйм до 240 фунтов/кв.дюйм, приблизительно; упомянутый второй поток жидкости выходит из второго расширителя под давлением в пределах от 40 фунтов/кв.дюйм до 80 фунтов/кв.дюйм, приблизительно; упомянутый конечный продукт - сжиженный природный газ в резервуаре для хранения сжиженного природного газа имеет давление в пределах от 10 фунтов/кв.дюйм до 50 фунтов/кв.дюйм, приблизительно.
15. Способ по п.1, в котором также (о) испаряют сжиженный природный газ, полученный на стадиях (а)-(г).
16. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(а) мгновенное испарение находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа в первом расширителе, с получением потока первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости;
(б) мгновенное испарение, по меньшей мере, части первого потока жидкости во втором расширителе с получением потока второго газа мгновенного испарения и второго потока жидкости;
(в) переохлаждение, по меньшей мере, части второго потока жидкости в теплообменнике, с получением тем самым потока переохлажденного сжиженного природного газа; и
(г) направление, по меньшей мере, части потока переохлажденного сжиженного природного газа в резервуар для хранения сжиженного природного газа.
17. Способ по п.16, в котором также (д) перед резервуаром для хранения сжиженного природного газа и после теплообменника разделяют, по меньшей мере, часть потока переохлажденного сжиженного природного газа на охлаждающую часть и продукционную часть в точке разделения; (е) направляют охлаждающую часть в теплообменник; и (ж) направляют продукционную часть в резервуар для хранения сжиженного природного газа.
18. Способ по п.17, в котором также упомянутую стадию (г) переохлаждения осуществляют, по меньшей мере отчасти, путем косвенного теплообмена между охлаждающей частью и вторым потоком жидкости в теплообменнике.
19. Способ по п.17, в котором также (з) непосредственно перед резервуаром для хранения сжиженного природного газа мгновенно испаряют, по меньшей мере, часть потока переохлажденного сжиженного природного газа в третьем расширителе, получая тем самым третий газ мгновенного испарения и конечный продукт - сжиженный природный газ в резервуаре для хранения сжиженного природного газа.
20. Способ по п.19, в котором также (и) направляют, по меньшей мере, часть потока третьего газа мгновенного испарения из резервуара для хранения сжиженного природного газа в теплообменник; и (к) в теплообменнике объединяют охлаждающую часть и поток третьего газа мгновенного испарения.
21. Способ по п.20, в котором также (л) с помощью клапана обратного давления, расположенного вблизи входа резервуара для хранения сжиженного природного газа, поддерживают, по существу, в жидком состоянии продукционную часть потока переохлажденного сжиженного природного газа.
22. Способ по п.16, в котором также (м) испаряют сжиженный природный газ, полученный на этапах (а)-(г).
23. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(а) мгновенное испарение первого потока сжиженного природного газа в первом расширителе с получением потока первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости;
(б) направление продукционной части первого потока жидкости в резервуар для хранения сжиженного природного газа, причем упомянутая продукционная часть содержит как жидкость, так и пары;
(в) направление охлаждающей части первого потока жидкости в теплообменник;
(г) направление паров природного газа из резервуара для хранения сжиженного природного газа в теплообменник; и
(д) объединение паров природного газа и охлаждающей части в теплообменнике.
24. Способ по п.23, в котором также (е) переохлаждают первый жидкий поток в теплообменнике.
25. Способ по п.24, в котором также упомянутое переохлаждение на стадии (е) выполняют, по меньшей мере отчасти, путем косвенного теплообмена между охлаждающей частью и первым потоком жидкости.
26. Способ по п.25, в котором также упомянутое объединение на стадии (д) выполняют после того, как охлаждающая часть уже использована в теплообменнике для осуществления, по меньшей мере, частичного переохлаждения первого потока жидкости.
27. Способ по п.24, в котором также (ж) после теплообменника разделяют, по меньшей мере, часть первого потока жидкости на продукционную часть и охлаждающую часть в точке разделения; и (з) с помощью клапана обратного давления, расположенного вблизи входа резервуара сжиженного природного газа, обеспечивают нахождение, по существу, в жидком состоянии продукционной части.
28. Способ по п.23, в котором также (и) мгновенно испаряют продукционную часть в третьем расширителе, расположенном непосредственно перед резервуаром сжиженного природного газа, с образованием тем самым упомянутых паров природного газа.
29. Способ по п.23, в котором также (к) испаряют сжиженный природный газ, полученный на этапах (а)-(г).
30. Устройство для сжижения природного газа, содержащее первый расширитель жидкости, имеющий первый выход расширителя; первый сепаратор разделения газа и жидкости, связанный текучей средой с выходом первого расширителя и имеющий первый выход газа и первый выход жидкости; второй расширитель жидкости, связанный текучей средой с первым выходом жидкости и имеющий второй выход расширителя; второй сепаратор разделения газа и жидкости, связанный текучей средой со вторым выходом расширителя и имеющий второй выход газа и второй выход жидкости; теплообменник с косвенным теплообменом, определяющий первый путь течения текучей среды и второй путь течения текучей среды; причем первый и второй пути течения текучей среды изолированы друг от друга в отношении текучих сред; при этом упомянутый теплообменник определяет входы и выходы первого и второго путей течения для первого и второго путей течения текучей среды, соответственно; причем упомянутый вход первого пути течения связан текучей средой со вторым выходом жидкости; делитель, связанный текучей средой с первым выходом пути течения и имеющий продукционный выход и охлаждающий выход; и резервуар для хранения сжиженного природного газа, имеющий вход, связанный текучей средой с продукционным выходом.
31. Устройство по п.30, отличающееся тем, что упомянутый охлаждающий выход связан текучей средой со вторым входом пути течения.
32. Устройство по п.31, в котором также клапан обратного давления расположен между продукционным выходом делителя и входом резервуара, сообщаясь с ними через текучую среду, и расположен вблизи входа резервуара.
33. Устройство по п.31, в котором также редуктор давления расположен между выходом первого пути течения и делителем, и сообщаясь с ними через текучую среду.
34. Устройство по п.30, отличающееся тем, что упомянутый резервуар сжиженного природного газа имеет выход пара; упомянутый выход пара связан текучей средой со вторым путем течения.
35. Устройство по п.34, отличающееся тем, что упомянутый теплообменник имеет промежуточный вход второго пути течения, расположенный после входа второго пути течения и сообщающийся с ними через текучую среду; упомянутый выход пара связан текучей средой с промежуточным входом второго пути течения.
36. Устройство по п.35, отличающееся тем, что упомянутый промежуточный вход второго пути течения расположен между входом второго пути течения и выходом второго пути течения и сообщается с ними через текучую среду.
37. Устройство по п.35, отличающееся тем, что упомянутый первый путь течения, по меньшей мере, отчасти расположен рядом с начальной частью второго пути течения для косвенного теплообмена между ними; упомянутая начальная часть второго пути течения определяется между входом второго пути течения и промежуточным входом второго пути течения.
38. Устройство по п.30, отличающееся тем, что оно также содержит компрессор, имеющий вход компрессора, связанный текучей средой с выходом второго пути течения.
39. Устройство по п.38, отличающееся тем, что оно также содержит барабан удаления жидкостей, расположенный между вторым выходом текучей среды и входом компрессора и связанный с ними через текучую среду.
40. Способ сжижения потока природного газа, включающий следующие стадии:
(а) охлаждение потока природного газа в первом цикле охлаждения с помощью первого хладагента;
(б) охлаждение потока природного газа во втором цикле охлаждения с помощью второго хладагента;
(в) охлаждение потока природного газа в третьем цикле охлаждения с помощью третьего хладагента; и
(г) охлаждение потока природного газа в цикле многоступенчатого расширения, включающем, по меньшей мере, 3 ступени расширения; при этом упомянутый цикл многоступенчатого расширения имеет 2 фазовых сепаратора или менее.
41. Способ по п.40, отличающийся тем, что упомянутый третий хладагент содержит преимущественно метан.
42. Способ по п.41, отличающийся тем, что упомянутый первый хладагент содержит преимущественно пропан, пропилен или их смеси; упомянутый второй хладагент содержит преимущественно этан, этилен или их смеси.
43. Способ по п.42, отличающийся тем, что стадию (б) выполняют после стадии (а); стадию (в) выполняют после стадии (б); стадию (г) выполняют после стадии (в).
44. Способ по п.40, отличающийся тем, что упомянутый способ сжижения потока природного газа представляет собой способ с охлаждением каскадного типа.
45. Способ по п.40, отличающийся тем, что упомянутый третий цикл охлаждения является разомкнутым циклом охлаждения метана.
46. Способ по п.40, отличающийся тем, что упомянутый третий цикл охлаждения включает в себя экономайзер метана, включающий многократное прохождение через теплообменник для обеспечения косвенного теплообмена между множеством преимущественно метановых потоков; стадия (в) включает в себя охлаждение потока природного газа при первом прохождении теплообменника в экономайзера метана.
47. Способ по п.46, отличающийся тем, что стадия (г) включает в себя полученные стадии (подэтапы):
(г1) понижения давления, по меньшей мере, части потока природного газа в первом расширителе с получением первого потока пониженного давления;
(г2) разделения, по меньшей мере, части первого потока пониженного давления на первый разделенный поток и второй разделенный поток;
(г3) подогревание, по меньшей мере, части первого разделенного потока при втором прохождении теплообменника в экономайзере метана, с получением в результате этого первого подогретого потока; и
(г4) охлаждения, по меньшей мере, части второго разделенного потока при третьем прохождении теплообменника в экономайзере метана, с получением в результате этого второго охлажденного потока.
48. Способ по п.47, отличающийся тем, что подэтап (г1) включает в себя мгновенное испарение потока природного газа; подэтап (г2) включает в себя разделение фаз первого потока пониженного давления; упомянутый первый разделенный поток содержит в основном пары; упомянутый второй разделенный поток содержит в основном жидкость.
49. Способ по п.47, отличающийся тем, что каждый из упомянутого первого потока пониженного давления, первого разделенного потока и второго разделенного потока, содержит менее 5 мол.% паров.
50. Способ по п.47, отличающийся тем, что дополнительно (д) сжимают, по меньшей мере, часть первого подогретого потока в компрессоре.
51. Способ по п.47, отличающийся тем, что стадия (г) также включает в себя поддчиненные стадии (подэтапы):
(г5) понижения давления, по меньшей мере, части второго охлажденного потока во втором расширителе, с получением в результате этого второго потока пониженного давления;
(г6) разделения, по меньшей мере, части второго потока пониженного давления на третий разделенный поток и четвертый разделенный поток;
(г7) подогревания, по меньшей мере, части третьего разделенного потока при четвертом прохождении теплообменника в экономайзере метана с получением второго подогретого потока; и
(г8) охлаждения, по меньшей мере, части четвертого разделенного потока при пятом прохождении теплообменника в экономайзере метана, с получением в результате этого третьего охлажденного потока.
52. Способ по п.51, отличающийся тем, что упомянутый второй поток пониженного давления, упомянутый третий разделенный поток и упомянутый четвертый разделенный поток содержат менее 5 мол.% паров.
53. Способ по п.51, отличающийся тем, что также (е) сжимают, по меньшей мере, часть второго подогретого потока в компрессоре.
54. Способ по п.51, отличающийся тем, что стадия (г) содержит поддчиненные стадии (подэтапы):
(г9) понижения давления по меньшей мере части третьего охлажденного потока, с получением в результате этого третьего потока пониженного давления;
(г10) разделения, по меньшей мере, части третьего потока пониженного давления на пятый разделенный поток и шестой разделенный поток;
(г11) направления, по меньшей мере, части пятого разделенного потока в резервуар для хранения сжиженного природного газа; и
(г12) подогревания, по меньшей мере, части шестого разделенного потока при шестом прохождении теплообменника в экономайзере метана, в результате чего получают третий подогретый поток.
55. Способ по п.54, отличающийся тем, что упомянутый третий поток пониженного давления, упомянутый пятый разделенный поток и упомянутый шестой разделенный поток содержат менее 5 мол.% пара.
56. Способ по п.54, отличающийся тем, что стадия (г) включает в себя подэтап (г13) подогревания, по меньшей мере, части третьего подогретого потока при седьмом прохождении теплообменника в экономайзере метана, в результате чего получают четвертый подогретый поток.
57. Способ по п.56, отличающийся тем, что дополнительно (ж) сжимают, по меньшей мере, часть четвертого подогретого потока в компрессоре.
58. Способ по п.56, отличающийся тем, что дополнительно (з) объединяют поток выкипевших паров из резервуара для хранения сжиженного природного газа, по меньшей мере, с частью третьего подогретого потока; подэтап (г13) включает в себя подогревание объединенных третьего подогретого потока и потока выкипевших паров при седьмом прохождении теплообменника в экономайзере метана, в результате чего получают четвертый подогретый поток.
59. Способ по п.40, отличающийся тем, что дополнительно (и) испаряют сжиженный природный газ, полученный на этапах (а)-(г).
60. Способ сжижения потока природного газа, включающий следующие стадии:
(а) охлаждение потока природного газа за счет косвенного теплообмена с первым преимущественно метановым потоком или группой потоков, с получением в результате этого первого охлажденного потока;
(б) разделение, по меньшей мере, части первого охлажденного потока на первый разделенный поток и второй разделенный поток;
(в) сжатие, по меньшей мере, части первого разделенного потока в компрессоре; и
(г) охлаждение, по меньшей мере, части второго разделенного потока за счет косвенного теплообмена со вторым преимущественно метановым потоком или с группами потоков, с получением в результате этого второго охлажденного потока.
61. Способ по п.60, в котором также (д) перед стадией (а) охлаждают, по меньшей мере, часть потока природного газа за счет косвенного теплообмена с преимущественно пропановым или пропиленовым потоком.
62. Способ по п.61, в котором также (е) перед стадией (а), но после стадии (д), охлаждают, по меньшей мере, часть потока природного газа за счет косвенного теплообмена с преимущественно этановым или этиленовым потоком.
63. Способ по п.60, отличающийся тем, что упомянутый способ сжижения потока природного газа является способом охлаждения каскадного типа.
64. Способ по п.60, отличающийся тем, что стадию (а) проводят как часть разомкнутого цикла охлаждения метана.
65. Способ по п.60, отличающийся тем, что упомянутые первый и второй преимущественно метановые потоки или группы потоков содержат один и тот же поток или группу потоков.
66. Способ по п.60, отличающийся тем, что стадия (б) включает в себя фазовое разделение первого охлажденного потока; упомянутый первый разделенный поток содержит в основном пары; упомянутый второй разделенный поток содержит в основном жидкость.
67. Способ по п.60, отличающийся тем, что стадия (б) включает в себя разделение первого охлажденного потока на первый и второй разделенные потоки, по существу, без разделения фаз; причем упомянутые первый и второй разделенные потоки содержат приблизительно менее 5 мол.% пара.
68. Способ по п.60, в котором также (ж) до стадии (в) подогревают, по меньшей мере, часть первого разделенного потока за счет косвенного теплообмена с третьим преимущественно метановым потоком или группами потоков, в результате чего получают первый подогретый поток.
69. Способ по п.60, в котором также (з) до стадии (б) понижают давление, по меньшей мере, части первого охлажденного потока в первом расширителе, с получением в результате этого первого потока пониженного давления; стадия (б) включает в себя разделение, по меньшей мере, части первого потока пониженного давления на первый разделенный поток и второй разделенный поток.
70. Способ по п.69, отличающийся тем, что стадия (з) включает в себя мгновенное испарение первого охлажденного потока.
71. Способ по п.69, отличающийся тем, что стадия (з) по существу не включает в себя мгновенное испарение первого охлажденного потока.
72. Способ по п.60, в котором также (и) снижают давление, по меньшей мере, части второго охлажденного потока во втором расширителе, с получением в результате этого второго потока пониженного давления; и (к) разделяют, по меньшей мере, часть второго потока пониженного давления на первый разделенный поток и второй разделенный поток.
73. Способ по п.72, отличающийся тем, что каждый из упомянутых второго потока пониженного давления, первого разделенного потока и второго разделенного потока, содержит приблизительно менее 5 мол.% паров.
74. Способ по п.72, в котором также (л) охлаждают, по меньшей мере, часть второго разделенного потока за счет косвенного теплообмена, в результате чего получают третий охлажденный поток.
75. Способ по п.74, в котором также (м) подогревают, по меньшей мере, часть первого разделенного потока за счет косвенного теплообмена, с получением в результате этого второго подогретого потока; и (н) сжимают, по меньшей мере, часть второго подогретого потока в компрессоре.
76. Способ по п.74, в котором также (о) понижают давление, по меньшей мере, части третьего охлажденного потока в третьем расширителе, в результате чего получают третий поток пониженного давления; и (п) разделяют, по меньшей мере, часть третьего потока пониженного давления на третий разделенный поток и четвертый разделенный поток; причем каждый из упомянутых третьего потока пониженного давления, третьего разделенного потока и четвертого разделенного потока содержит приблизительно менее 5 мол.% пара.
77. Способ по п.76, в котором также (р) подогревают, по меньшей мере, часть четвертого разделенного потока за счет косвенного теплообмена, в результате чего обеспечивают третий подогретый поток.
78. Способ по п.77, в котором также (с) направляют, по меньшей мере, часть третьего разделенного потока в резервуар для хранения сжиженного природного газа.
79. Способ по п.78, в котором также (т) объединяют, по меньшей мере, часть третьего подогретого потока с потоком выкипевших паров из резервуара для хранения сжиженного природного газа, с образованием тем самым объединенного потока.
80. Способ по п.79, в котором также (у) подогревают, по меньшей мере, часть объединенного потока за счет косвенного теплообмена, с образованием тем самым четвертого подогретого потока, и
(ф) сжимают, по меньшей мере, часть четвертого подогретого потока в компрессоре.
81. Способ по п.60, отличающийся тем, что (х) испаряют сжиженный природный газ, полученный на этапах (а)-(г).
82. Способ сжижения потока природного газа, включающий следующие стадии:
(а) понижение давления потока природного газа, с получением тем самым первого потока пониженного давления, содержащего приблизительно менее 5 мол.% пара;
(б) разделение, по меньшей мере, части первого потока пониженного давления на первый разделенный поток и второй разделенный поток, причем каждый из упомянутых первого и второго разделенных потоков содержит менее приблизительно 5 мол.% пара;
(в) направление, по меньшей мере, части первого разделенного потока в резервуар для хранения сжиженного природного газа; и
(г) нагревание, по меньшей мере, части второго разделенного потока за счет косвенного теплообмена с первым преимущественно метановым потоком, с получением в результате первого подогретого потока.
83. Способ по п.82, в котором также (д) до стадии (а) охлаждают, по меньшей мере, часть потока природного газа за счет косвенного теплообмена со вторым преимущественно метановым потоком.
84. Способ по п.83, в котором также (е) до стадии (д) охлаждают, по меньшей мере, часть потока природного газа за счет косвенного теплообмена с преимущественно пропановым или пропиленовым потоком.
85. Способ по п.84, в котором также (ж) до стадии (д) охлаждают, по меньшей мере, часть потока природного газа за счет косвенного теплообмена с преимущественно этановым или этиленовым потоком.
86. Способ по п.82, отличающийся тем, что упомянутый способ сжижения потока природного газа является способом охлаждения каскадного типа.
87. Способ по п.82, отличающийся тем, что стадию (а) осуществляют как часть цикла охлаждения многоступенчатым расширением.
88. Способ по п.82, отличающийся тем, что стадию (а) осуществляют по существу без мгновенного испарения потока природного газа.
89. Способ по п.82, в котором также (з) объединяют, по меньшей мере, часть первого подогретого потока с выкипевшими парами из резервуара для хранения сжиженного природного газа, с образованием тем самым объединенного потока.
90. Способ по п.89, в котором также (и) сжимают, по меньшей мере, часть объединенного потока в компрессоре.
91. Способ по п.90, в котором также (к) до стадии (и) подогревают, по меньшей мере, часть объединенного потока за счет косвенного теплообмена.
92. Способ по п.82, в котором также (л) до стадии (а) понижают давление, по меньшей мере, части потока природного газа, в результате чего получают второй поток пониженного давления; (м) до стадии (а) разделяют, по меньшей мере, часть второго потока пониженного давления на третий разделенный поток и четвертый разделенный поток; и (н) до стадии (а) охлаждают, по меньшей мере, часть четвертого разделенного потока за счет косвенного теплообмена, в результате чего получают первый охлажденный поток; при этом стадия (а) включает в себя понижение давления, по меньшей мере, части первого охлажденного потока.
93. Способ по п.92, в котором также (о) сжимают, по меньшей мере, часть третьего разделенного потока в компрессоре.
94. Способ по п.93, в котором также (п) до стадии (о) подогревают, по меньшей мере, часть третьего разделенного потока за счет косвенного теплообмена.
95. Способ по п.92, отличающийся тем, что стадию (л) осуществляют по существу без мгновенного испарения потока природного газа.
96. Способ по п.92, отличающийся тем, что упомянутый второй поток пониженного давления, упомянутый третий разделенный поток и упомянутый четвертый разделенный поток содержат менее приблизительно 5 мол.% пара.
97. Способ по п.92 в котором также (р) до стадии (л) понижают давление, по меньшей мере, части потока природного газа за счет косвенного теплообмена со вторым преимущественно метановым потоком.
98. Способ по п.92, в котором также (с) до стадии (л) понижают давление, по меньшей мере, части потока природного газа, с получением в результате этого третьего потока пониженного давления; (т) до стадии (л) разделяют, по меньшей мере, часть третьего потока пониженного давления на первый разделенный поток и второй разделенный поток; и (у) до стадии (л) охлаждают, по меньшей мере, часть второго разделенного потока за счет косвенного теплообмена, в результате чего получают второй охлажденный поток; при этом стадия (л) включает в себя понижение давления, по меньшей мере, части второго охлажденного потока.
99. Способ по п.98, в котором также (ф) сжимают, по меньшей мере, часть первого разделенного потока в компрессоре.
100. Способ по п.99, в котором также (х) до стадии (ф) подогревают, по меньшей мере, часть первого разделенного потока за счет косвенного теплообмена.
101. Способ по п.98, отличающийся тем, что стадия (с) включает в себя мгновенное испарение потока природного газа.
102. Способ по п.101, отличающийся тем, что стадия (т) включает в себя разделение фаз третьего потока пониженного давления; упомянутый первый разделенный поток содержит в основном пар; упомянутый второй разделенный поток содержит в основном жидкость.
103. Способ по п.98, отличающийся тем, что стадию (с) осуществляют, по существу, без мгновенного испарения потока природного газа.
104. Способ по п.98, отличающийся тем, что каждый из упомянутых третьего потока пониженного давления, первого разделенного потока и второго разделенного потока содержит менее приблизительно 5 мол.% пара.
105. Способ по п.98, в котором также (ц) до стадии (с) охлаждают, по меньшей мере, часть потока природного газа за счет косвенного теплообмена с третьим преимущественно метановым потоком.
106. Способ по п.82, в котором также (ч) испаряют сжиженный природный газ, полученный на стадиях (а)-(г).
107. Устройство для сжижения потока природного газа, содержащее экономайзер метана для осуществления косвенного теплообмена между множеством преимущественно метановых потоков с помощью множества проходов через теплообменник; причем упомянутый экономайзер метана содержит первый проход через теплообменник для охлаждения, по меньшей мере, части потока природного газа; и цикл многоступенчатого расширения метана, в который поступает, по меньшей мере, часть охлажденного потока природного газа из первого прохода теплообменника; причем упомянутый цикл расширения метана содержит, по меньшей мере, 3 расширителя для последовательного понижения давления потока природного газа; и при этом упомянутый цикл расширения метана содержит 2 или менее фазовых сепаратора.
108. Устройство по п.107, отличающееся тем, что дополнительно в первом цикле охлаждения используют преимущественно пропановый или пропиленовый хладагент для охлаждения потока природного газа.
109. Устройство по п.108, отличающееся тем, что дополнительно во втором цикле охлаждения используют преимущественно этановый или этиленовый хладагент для охлаждения потока природного газа; упомянутый второй цикл охлаждения расположен после первого цикла охлаждения и до экономайзера метана.
110. Устройство по п.107, отличающееся тем, что упомянутый экономайзер метана и упомянутый цикл расширения метана являются частью разомкнутого цикла охлаждения метана.
111. Устройство по п.107, отличающееся тем, что упомянутый цикл расширения метана содержит первый расширитель для понижения давления потока природного газа, поступающего с первого прохода через теплообменник; упомянутый цикл расширения метана содержит сепаратор для разделения потока природного газа пониженного давления, поступающего из первого расширителя, на первый разделенный поток и на второй разделенный поток; упомянутый экономайзер метана содержит второй проход через теплообменник для подогрева первого разделенного потока, поступающего из сепаратора; упомянутый экономайзер метана содержит третий проход через теплообменник для охлаждения второго разделенного потока, поступающего из сепаратора.
112. Устройство по п.111, отличающееся тем, что упомянутый сепаратор является фазовым сепаратором, который разделяет жидкую и паровую фазы потока природного газа.
113. Устройство по п.111, отличающееся тем, что упомянутый сепаратор является делителем для деления потока природного газа на множество потоков, без значительного разделения фаз.
114. Устройство по п.111, отличающееся тем, что дополнительно содержит компрессор для сжатия подогретого первого разделенного потока, поступающего из второго теплообменного прохождения.
115. Устройство по п.111, отличающееся тем, что упомянутый цикл расширения метана содержит второй расширитель для понижения давления охлажденного второго разделенного потока, поступающего с третьего прохода через теплообменник; упомянутый цикл расширения метана содержит первый делитель для деления второго потока пониженного давления, поступающего из второго расширителя, на первый деленный поток и второй деленный поток без существенного разделения фаз; упомянутый экономайзер метана содержит четвертый проход через теплообменник для того, чтобы подогреть первый деленный поток, поступающий из первого делителя; упомянутый экономайзер метана содержит пятый проход через теплообменник для того, чтобы подогреть второй деленный поток, поступающий из первого делителя.
116. Устройство по п.115, отличающееся тем, что дополнительно содержит многоступенчатый компрессор для сжатия подогретого первого разделенного потока, поступающего со второго прохода через теплообменник, и подогретого первого разделенного потока, поступающего с четвертого прохода через теплообменник.
117. Устройство по п.115, отличающееся тем, что упомянутый цикл расширения метана содержит третий расширитель для понижения давления охлажденного второго разделенного потока, поступающего с пятого прохода через теплообменник; упомянутый цикл расширения метана содержит второй делитель для разделения имеющего пониженное давление второго разделенного потока, поступающего из третьего расширителя, на третий разделенный поток и четвертый разделенный поток; упомянутый экономайзер метана содержит шестой проход через теплообменник для того, чтобы подогреть четвертый разделенный поток, поступающий из второго делителя.
118. Устройство по п.117, отличающееся тем, что дополнительно содержит резервуар для хранения сжиженного природного газа, предназначенный для хранения третьего деленного потока, поступающего из второго делителя.
119. Устройство по п.118, отличающееся тем, что дополнительно содержит тройник для объединения выкипевших паров, поступающих из резервуара для хранения сжиженного природного газа, и подогретого четвертого разделенного потока, поступающего с шестого прохода через теплообменник.
120. Устройство по п.119, отличающееся тем, что упомянутый экономайзер метана содержит седьмой проход через теплообменник для того, чтобы подогреть объединенный поток, поступающий из тройника.
121. Устройство по п.120, отличающееся тем, что дополнительно содержит многоступенчатый компрессор для сжатия подогретого первого разделенного потока, поступающего со второго прохода через теплообменник; подогретого первого разделенного потока, поступающего с четвертого прохода через теплообменник, и подогретого объединенного потока, поступающего с седьмого прохода через теплообменник.
122. Продукт в виде сжиженного природного газа, полученный способом согласно любому из пп.1, 16, 23, 40, 60 или 82.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/294,112 US6658890B1 (en) | 2002-11-13 | 2002-11-13 | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction |
| US10/294,112 | 2002-11-13 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005118106A true RU2005118106A (ru) | 2006-01-27 |
| RU2330223C2 RU2330223C2 (ru) | 2008-07-27 |
Family
ID=29711780
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005118106/06A RU2330223C2 (ru) | 2002-11-13 | 2003-11-10 | Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6658890B1 (ru) |
| AU (1) | AU2003287589B2 (ru) |
| OA (1) | OA12959A (ru) |
| PE (3) | PE20090267A1 (ru) |
| RU (1) | RU2330223C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004044508A2 (ru) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6658890B1 (en) * | 2002-11-13 | 2003-12-09 | Conocophillips Company | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction |
| US7866184B2 (en) * | 2004-06-16 | 2011-01-11 | Conocophillips Company | Semi-closed loop LNG process |
| US20050279132A1 (en) * | 2004-06-16 | 2005-12-22 | Eaton Anthony P | LNG system with enhanced turboexpander configuration |
| CA2567052C (en) * | 2004-06-23 | 2013-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mixed refrigerant liquefaction process |
| ATE546508T1 (de) | 2005-03-16 | 2012-03-15 | Fuelcor Llc | Systeme und verfahren zur herstellung synthetischer kohlenwasserstoffverbindungen |
| US20070079706A1 (en) * | 2005-10-12 | 2007-04-12 | Richey Richard W | Control gas filter for gas processing system |
| US20070107464A1 (en) * | 2005-11-14 | 2007-05-17 | Ransbarger Weldon L | LNG system with high pressure pre-cooling cycle |
| US20070283718A1 (en) * | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Hulsey Kevin H | Lng system with optimized heat exchanger configuration |
| US7591149B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-09-22 | Conocophillips Company | LNG system with enhanced refrigeration efficiency |
| AU2007285734B2 (en) * | 2006-08-17 | 2010-07-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon-containing feed stream |
| DE102007032536B4 (de) * | 2007-07-12 | 2013-04-18 | Biogas Süd Entwicklungsgesellschaft OHG | Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von flüssigem und/oder gasförmigem Methan |
| US20090084132A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Ramona Manuela Dragomir | Method for producing liquefied natural gas |
| US8020406B2 (en) * | 2007-11-05 | 2011-09-20 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas |
| JP2011506895A (ja) * | 2007-12-07 | 2011-03-03 | ドレッサー ランド カンパニー | ガス液化システム用のコンプレッサ装置及びその方法 |
| EP2389553A2 (en) * | 2009-01-21 | 2011-11-30 | Conocophillips Company | Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source |
| US8707730B2 (en) * | 2009-12-07 | 2014-04-29 | Alkane, Llc | Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation |
| FR2974167B1 (fr) * | 2011-04-14 | 2015-11-06 | Air Liquide | Procede et appareil de liquefaction d'un gaz |
| FR2986311A1 (fr) * | 2012-01-31 | 2013-08-02 | Air Liquide | Procede et appareil de condensation ou de pseudocondensation d'un gaz |
| AU2014281090B2 (en) * | 2013-06-17 | 2018-09-20 | Conocophillips Company | Integrated cascade process for vaporization and recovery of residual LNG in a floating tank application |
| CA2945316C (en) * | 2014-04-16 | 2022-03-08 | Conocophillips Company | System and process for liquefying natural gas |
| US9863697B2 (en) | 2015-04-24 | 2018-01-09 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas |
| US20170059241A1 (en) * | 2015-08-27 | 2017-03-02 | GE Oil & Gas, Inc. | Gas liquefaction system and methods |
| US10760850B2 (en) * | 2016-02-05 | 2020-09-01 | Ge Oil & Gas, Inc | Gas liquefaction systems and methods |
| FR3053771B1 (fr) * | 2016-07-06 | 2019-07-19 | Saipem S.P.A. | Procede de liquefaction de gaz naturel et de recuperation d'eventuels liquides du gaz naturel comprenant deux cycles refrigerant semi-ouverts au gaz naturel et un cycle refrigerant ferme au gaz refrigerant |
| JP6347003B1 (ja) * | 2017-01-25 | 2018-06-20 | デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド | Ｌｎｇ船の蒸発ガス再液化方法及びシステム |
| US10627158B2 (en) * | 2017-03-13 | 2020-04-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Coproduction of liquefied natural gas and electric power with refrigeration recovery |
| EP3517869A1 (en) * | 2018-01-24 | 2019-07-31 | Gas Technology Development Pte Ltd | Process and system for reliquefying boil-off gas (bog) |
| US10866022B2 (en) | 2018-04-27 | 2020-12-15 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and system for cooling a hydrocarbon stream using a gas phase refrigerant |
| US10788261B2 (en) | 2018-04-27 | 2020-09-29 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and system for cooling a hydrocarbon stream using a gas phase refrigerant |
| EP3951297B1 (en) * | 2019-04-01 | 2023-11-15 | Samsung Heavy Ind. Co., Ltd. | Cooling system |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1016049A (en) * | 1964-04-10 | 1966-01-05 | Lummus Co | A process for the liquefaction of a gas |
| US3433026A (en) * | 1966-11-07 | 1969-03-18 | Judson S Swearingen | Staged isenthalpic-isentropic expansion of gas from a pressurized liquefied state to a terminal storage state |
| US3531942A (en) * | 1968-02-12 | 1970-10-06 | James K La Fleur | Cryogenic separation of fluids associated with a power cycle |
| US4445916A (en) * | 1982-08-30 | 1984-05-01 | Newton Charles L | Process for liquefying methane |
| US4504296A (en) * | 1983-07-18 | 1985-03-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas |
| GB8418841D0 (en) * | 1984-07-24 | 1984-08-30 | Boc Group Plc | Refrigeration method and apparatus |
| GB8610855D0 (en) * | 1986-05-02 | 1986-06-11 | Boc Group Plc | Gas liquefaction |
| FR2681859B1 (fr) * | 1991-09-30 | 1994-02-11 | Technip Cie Fse Etudes Const | Procede de liquefaction de gaz naturel. |
| AUPM485694A0 (en) * | 1994-04-05 | 1994-04-28 | Bhp Petroleum Pty. Ltd. | Liquefaction process |
| US5473900A (en) * | 1994-04-29 | 1995-12-12 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for liquefaction of natural gas |
| US5537827A (en) * | 1995-06-07 | 1996-07-23 | Low; William R. | Method for liquefaction of natural gas |
| US5611216A (en) * | 1995-12-20 | 1997-03-18 | Low; William R. | Method of load distribution in a cascaded refrigeration process |
| DZ2534A1 (fr) | 1997-06-20 | 2003-02-08 | Exxon Production Research Co | Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel. |
| US6269656B1 (en) * | 1998-09-18 | 2001-08-07 | Richard P. Johnston | Method and apparatus for producing liquified natural gas |
| US6158240A (en) * | 1998-10-23 | 2000-12-12 | Phillips Petroleum Company | Conversion of normally gaseous material to liquefied product |
| US6289692B1 (en) * | 1999-12-22 | 2001-09-18 | Phillips Petroleum Company | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process for LNG production |
| US6658890B1 (en) * | 2002-11-13 | 2003-12-09 | Conocophillips Company | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction |
-
2002
- 2002-11-13 US US10/294,112 patent/US6658890B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-11-10 RU RU2005118106/06A patent/RU2330223C2/ru active
- 2003-11-10 WO PCT/US2003/035657 patent/WO2004044508A2/en not_active Ceased
- 2003-11-10 AU AU2003287589A patent/AU2003287589B2/en not_active Expired
- 2003-11-10 US US10/523,955 patent/US7404300B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-10 OA OA1200500144A patent/OA12959A/en unknown
- 2003-11-11 PE PE2008001630A patent/PE20090267A1/es active IP Right Grant
- 2003-11-11 PE PE2003001138A patent/PE20040391A1/es active IP Right Grant
- 2003-11-11 PE PE2008001629A patent/PE20090262A1/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2330223C2 (ru) | 2008-07-27 |
| PE20040391A1 (es) | 2004-06-25 |
| AU2003287589B2 (en) | 2009-07-16 |
| US6658890B1 (en) | 2003-12-09 |
| WO2004044508A2 (en) | 2004-05-27 |
| OA12959A (en) | 2006-10-13 |
| PE20090262A1 (es) | 2009-03-19 |
| PE20090267A1 (es) | 2009-03-19 |
| US7404300B2 (en) | 2008-07-29 |
| AU2003287589A1 (en) | 2004-06-03 |
| WO2004044508A3 (en) | 2004-08-26 |
| US20060137391A1 (en) | 2006-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2005118106A (ru) | Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для снижения природного газа | |
| JP3947220B2 (ja) | 流体流の冷却 | |
| TWI547676B (zh) | 集成的預冷混合製冷劑系統和方法 | |
| RU2438081C2 (ru) | Способ сжижения природного газа (варианты) и установка для его реализации (варианты) | |
| CN108955084B (zh) | 混合制冷剂系统和方法 | |
| AU2006215629C1 (en) | Plant and method for liquefying natural gas | |
| JP2023082058A (ja) | 混合冷媒システムおよび方法 | |
| JP7476284B2 (ja) | 混合冷媒システムおよび方法 | |
| CN115127303A (zh) | 具有混合制冷剂冷却的脱氢分离装置和方法 | |
| RU2018133711A (ru) | Улучшенный способ охлаждения смешанным хладагентом при переменном давлении | |
| US12460862B2 (en) | Mixed refrigerant system and method | |
| CA3154957A1 (en) | Standalone high-pressure heavies removal unit for lng processing | |
| TWI894286B (zh) | 氣體流組分去除系統和方法 | |
| TW202507217A (zh) | 單塔除氮單元 |