BG63828B1 - Методи за втечняване на природен газ, съдържащ поне един замръзващ компонент - Google Patents

Методи за втечняване на природен газ, съдържащ поне един замръзващ компонент Download PDF

Info

Publication number
BG63828B1
BG63828B1 BG103999A BG10399999A BG63828B1 BG 63828 B1 BG63828 B1 BG 63828B1 BG 103999 A BG103999 A BG 103999A BG 10399999 A BG10399999 A BG 10399999A BG 63828 B1 BG63828 B1 BG 63828B1
Authority
BG
Bulgaria
Prior art keywords
stream
methane
cooling
liquid
pressure
Prior art date
Application number
BG103999A
Other languages
English (en)
Other versions
BG103999A (bg
Inventor
Eric COLE
Eugene Thomas
Ronald BOWEN
Original Assignee
Exxon Production Research Company
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxon Production Research Company filed Critical Exxon Production Research Company
Publication of BG103999A publication Critical patent/BG103999A/bg
Publication of BG63828B1 publication Critical patent/BG63828B1/bg

Links

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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • F25J2220/84—Separating high boiling, i.e. less volatile components, e.g. NOx, SOx, H2S
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
    • Y10S62/929—From natural gas

Landscapes

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

Abstract

Изобретението се отнася до метод, по който се получава течност под налягане (19), богата на метан, от многокомпонентен захранващ поток (10), съдържащметан и замръзващ компонент с относителна летливост, по-ниска от тази на метана. Многокомпонентниятзахранващ поток (10) се вкарва в система за разделяне (31), която има замразяваща секция, работеща при налягане над 1,380 кРа (200 psia) и под условията на замръзващите компоненти за образуване на твърди продукти, и дестилационна секция, разположенапод замразяващата секция. Системата за разделяне (31) произвежда поток от пари (14), богат на метан, и течен поток (12), богат на замръзващ компонент. Поне част от парната фаза се охлажда за получаване на течния поток, богат на метан, с температура над -1120С и с налягане, достатъчно течността да се поддържа при или под нейната начална точка на барботиране, за да се получи продукт (20) и поток (21) и да се осигури изстудяване на системата за разделяне (31).

Description

Област на техниката
Изобретението се отнася до методи за втечняване на природен газ, по-специално до методи за получаване на втечнен природен газ под налягане (PLNG) от природен газов поток, съдържащ поне един замръзващ компонент.
Предшестващо състояние на техниката
В последните години природният газ се използва все по-широко, защото осигурява чисто и пълно горене. Много източници на природен газ са локализирани в отдалечени области, намиращи се на големи разстояния от каквито и да са търговски пазари за газ. Някои от тези източници са снабдени с тръбопроводи за транспортиране на природния газ до търговския пазар. Когато не е възможно транспортиране с тръбопровод, полученият природен газ често се преработва в течен природен газ (който се нарича LNG), за да се транспортира до пазара.
Една от отличителните черти на LNG инсталация е голямото капиталовложение, необходимо за инсталацията. Технологичната екипировка, използвана за втечняване на природния газ, е в повечето случаи доста скъпа. Инсталацията за втечняване е съставена от няколко основни системи, включително третиране на газа за отстраняване на онечиствания, втечняване, изстудяване, енергийни средства, съхраняване и средства за превозване на товари. Тъй като цената на LNG инсталация може да варира широко, в зависимост от местоположението на инсталацията, типичен конвенционален проект може да струва от US $ 5 билиона до US $ 10 билиона, включително разходите за експлоатационно развитие. Системите за изстудяващата инсталация могат да се оценят на 30% от цената.
LNG изстудяващите системи са скъпи, тъй като за втечняване на природен газ е необходимо силно охлаждане.
Обикновено потокът природен газ влиза в LNG инсталацията при налягане приблизително от 4 830 кРа (700 psia) до 7 600 kPa (1 100 psia) и температура приблизително от 20 до 40°С. Природен газ, който е преобладаващо метан, не може да се втечни чрез просто увеличаване на налягането, както е случаят с по-тежките въглеводороди, използвани за енергийни цели. Критичната температура на метана е -82,5°С. Това означава, че метанът може да бъде втечнен само под тази температура независимо от приложеното налягане. Тъй като природният газ е смес от газове, той се втечнява през температурни интервали. Критичната температура на природния газ типично е приблизително между -85 и -62°С. Обикновено съставите природен газ при атмосферно налягане се втечняват в температурен интервала между -165 и -155°С приблизително. Тъй като съоръженията за изстудяване представляват съществена част от цената на LNG инсталация, се правят значителни усилия да се намалят разходите за изстудяването.
Съществуват много системи в предшестващото състояние на техниката за втечняване на природен газ, чрез последователно прекарване на газа при повишено налягане през множество охлаждащи етапи, след което газът се охлажда последователно до по-ниски температури, докато се втечни. При конвенционалните охладители газът се втечнява до температура от около -160°С при или близо до атмосферното налягане. Охлаждането най-общо се извършва чрез топлообмен с едно или повече изстудяващи средства като пропан, пропилен, етан, етилен и метан. Макар че се използват много цикли на изстудяване за втечняване на природен газ, трите типа най-използвани в LNG инсталациите цикли са: 1) каскаден цикъл, при който се използват множество еднокомпонентни охлаждащи средства в топлообменници, разположени така, че постепенно да намаляват температурата на газа до температурата на втечняване; 2) разширяващ цикъл, при който газът от високо налягане се разширява до ниско налягане със съответно намаляване на температурата; и 3) многокомпонентен изстудяващ цикъл, при който се използват многокомпонентно охлаждащо средство в специално проектирани топлообменници. При много цикли за втечняване на природен газ се използват варианти или комбинации от тези три основни типа.
В общоприетите LNG инсталации тряб ва да се отстранят по същество от обработвания природен газ, под ниво части на милион (ppm) следните съединения: вода, въглероден диоксид, сяросъдържащи съединения като сероводород и други кисели газове, норм.-пентан и по-тежки въглеводороди, включително бензен. Някои от тези съединения замръзват, причинявайки проблеми от запушване в производственото съоръжение. Други съединения, като тези, съдържащи сяра, обикновено се отстраняват, за да се отговори на изискването на спецификацията за продажби. В общоприета LNG инсталация се изисква съоръжение за третиране на газа за отстраняване на въглеродния диоксид и киселите газове. В съоръжението за обработване на газа обикновено се използва регенеративен метод за химическия и/или физическия разтворител и се изискват съществени капитални вложения. Операционните разходи са също високи. Обезводнители със сух слой, като молекулни сита, са необходими за отстраняване на водните пари. Колона за промиване и съоръжение за фракциониране обикновено се използват за отстраняване на въглеводороди, които са склонни да причиняват проблеми като запушване. Живакът също се отстранява в общоприета LNG инсталация, тъй като той може да причини повреди в съоръжението, конструирано от алуминий. Освен това, голяма част от азота, който може да присъства в природния газ, се отстранява след обработването, тъй като азотът не трябва да остава в течната фаза по време на транспорт на общоприет LNG и не е желателно да има в момента на доставката азотни пари в LNG контейнерите.
Патент на US 4 553 372 (Валенсия и др.) разкрива метод за разделяне на въглеродния двуокис от богат на метан мултикомпонентен газ чрез обработването му в поне една дестилационна зона и контролирана зона за замразяване (CFZ). Този метод съдържа зона за замразяване и елементите на завършена дестилационна система, включително изпарител, кондензатор и обратен поток. Потокът от пара от зоната за замразяване, произведен в долната дестилационна секция, се издига в зоната на замразяване и влиза в контакт с впръскания течен поток в зоната за замразяване. Част от произведената течност от стопените твърди вещества се връща в долната дестилационна зона. Методът на Валенсия и др. не разкрива втечняване на обогатения с метан поток от пара.
Промишлеността има непрекъсната нужда от подобрен метод за втечняване на природен газ, който съдържа СО2 в концентрации, при които СО2 може да замръзне по време на втечняването, който метод осигурява икономия на енергийна мощност.
Техническа същност на изобретението
Съгласно изобретението по метода в система за разделяне чрез дестилация се разделят многокомпонентен захранващ поток, съдържащ метан и поне един замразяващ компонент със съответна летливост, по-малка от тази на метана, като системата за разделяне се състои от контролирана замразяваща зона (CFZ). В системата за разделяне се получава горен поток пара, обогатен на метан, и дънен продукт, обогатен със замразяващия компонент. Поне част от горния поток от пари след това се втечнява, като се получава втечнен природен газ, продукт с температура над -112°С (-170° F) и налягане, достатъчно течният продукт да бъде при или под неговата начална точка на кипене. Този продукт понякога е наричан тук течен природен газ под налягане (“PLNG”). Друга част от този течен горен поток се връща в системата за разделяне като обратен поток.
Терминът “начална точка на кипене” включва температурата и налягането, при които течността започва да се превръща в газ. Например, ако определен обем PLNG се държи при постоянно налягане, но неговата температура се увеличи, температурата, при която в PLNG започват да се образуват мехурчета от газ, е началната точка на кипене. Подобно, ако определен обем от PLNG се държи при постоянна температура, но налягането се намалява, налягането, при което започва да се образува газ, е начална точка на кипене. При началната точка на кипене PLNG е наситена течност. За предпочитане е PLNG да не се кондензира точно до неговата точка на кипене, но след това да се охлади до преохлаждане на течността. Преохлаждането на PLNG намалява количеството на изпарени пари по време на складиране, транспортиране и манипулиране.
Известно е, че чрез CFZ може да се отстрани нежеланият СО2. Но не е оценено, че
CFZ методът може да се интегрира в процеса на втечняване за получаване на PLNG.
Методът съгласно изобретението е поикономичен за използване, тъй като изисква по-малко енергия за втечняване на природния газ, в сравнение с известните методи.
Използваното съоръжение при метода от изобретението може да бъде направено от помалко скъпи материали. Обратно, известните методи за получаване на LNG при атмосферно налягане и температура, по-ниска от -160°С, изискват съоръжение за метода, направено от скъпи материали, за да се гарантира сигурност при работа.
В прилагането на метода от изобретението необходимата енергия за втечняване на природен газ, съдържащ съществена концентрация от замръзващ компонент като СО2, е силно намалена в сравнение с енергийните изисквания на конвенционалния метод за получаване на LNG от такъв природен газ. Намаляването на необходимата енергия за изстудяване при метода от изобретението води до голямо намаляване на общата стойност, пропорционално по-ниски работни разходи и повишена ефикасност и съответно - до увеличение на икономията при производството на втечнен природен газ.
При работните налягане и температура съгласно изобретението може да се използва сплав с 3,5% тегл. никел за тръбопроводите и екипировката на най-студените области от работа на метода за втечняване. Досега са използвани справи с 9% тегл. никел или алуминий за същите съоръжения при конвенционалния LNG метод, които са значително по-скъпи. Това осигурява друго съществено намаляване на цената на метода съгласно изобретението в сравнение с LNG от предшестващото ниво.
Първи проблем при нискотемпературното получаване на природен газ е наличието на вредни примеси. Захранващият поток суров природен газ, подходящ за метода съгласно изобретението, може да се състои от природен газ, получен от сурово масло, от нефтен кладенец (свързан газ) или от газов кладенец (несвързан газ). Суровият природен газ често съдържа вода, въглероден диоксид, сероводород, азот, бутан, въглеводороди сби повече въглеродни атоми, тиня, железен сулфид, восък и сурово масло. Разтворимостта на тези онечис твания варира с температурата, налягането и състава. При криогенни температури СО2, вода и други онечиствания могат да запушат тръбопроводите в криогенните топлообменници. Тези потенциални трудности могат да се преодолеят чрез отстраняване на такива онечиствания, ако са очаквани условията на техния чист компонент в граници на твърда фаза температура - налягане. В следващото описание на изобретението се приема, че потокът природен газ съдържа СО2. Ако природният газ съдържа въглеводороди, които могат да замръзнат по време на втечняването, тези тежки въглеводороди се отстраняват заедно с СО2.
Едно предимство на изобретението е, че по-високите работни температури дават възможност природният газ да има по-висока концентрация на замръзващи компоненти, отколкото е възможно в конвенционалния LNG метод. Например, при конвенционална LNG инсталация, която произвежда LNG при -160°С (-256°F), СО2 трябва да е под 50 ppm, за да се предотвратят проблемите със замръзването. Обратно, при поддържане на температурата на процеса над -112°С природният газ може да съдържа СО2 в количество около 1,4 mol % СО2 при температура -112°С и около 4,2% при -95°С, без да се причинят проблеми от замръзване, както е при метода за втечняване съгласно изобретението.
Освен това, умерени количества азот в природния газ не е нужно да се отстраняват при метода съгласно изобретението, защото азотът остава в течната фаза с втечнените въглеводороди при работните налягане и температура от изобретението. Възможността за намаляване или в даден случай невключване на съоръжение, необходимо за обработване на газа и отделяне на азота, осигурява значителни технически и икономически предимства.
Изобретението се отнася до метод за производство на втечнен природен газ под налягане (PLNG), в който захранващият поток природен газ съдържа замръзващ компонент. Замръзващият компонент, макар че обичайно е СО2, H2S или друг кисел газ, може да бъде всеки компонент, който има свойството да образува твърди вещества в системата за разделяне.
При метода съгласно изобретението многокомпонентният захранващ поток, съдържащ метан и замръзващ компонент със съответна летливост, по-малка от тази на метана, се вкарва в системата за разделяне, която има секция за замразяване, работеща при налягане над 1380 кРа (200 psia) и при условия за образуване на твърди вещества от замръзващите компоненти, и секция за дестилация, разположена под секцията за заразяване. Системата за разделяне, която съдържа контролирана зона за замръзване (CFZ), произвежда поток от пари, богат на метан, и течен поток, богат на замръзващ компонент. Поне част от потока пари се охлажда, като се получава втечнен поток, богат на метан, с температура над -112°С (-117°F) и налягане, достатъчно течният продукт да бъде при или под неговата начална точка на кипене. Първата част от втечнения поток се отвежда от процеса като поток от втечнен продукт под налягане (PLNG). Втората част от втечнения поток се връща в системата за разделяне, за да осигури мощност за изстудяване на системата за разделяне.
В един вариант потокът от пари се извежда от горната област на системата за разделяне и се свива до по-високо налягане, и се охлажда. Охладеният свит поток след това се разширява чрез средства за разширяване, като се получава предимно течен поток. Първа част от течния поток се захранва като обратен поток в системата за разделяне, което осигурява изстудяване на системата за разделяне с отворен контур, а втората част от течния поток се извежда като поток от продукт с температура над -112°С (-170°F) и налягане, достатъчно течният продукт да бъде при или под неговата начална точка на кипене.
В друг вариант потокът пари се отвежда от горната област на системата за разделяне и се охлажда чрез изстудяваща система в затворен контур за втечняване на богат на метан поток от пари за получаване на течност с температура над -112°С (-170°F) и налягане, достатъчно течният продукт да бъде при или под неговата начална точка на кипене.
Методът съгласно изобретението може да се използва както за начално втечняване на природен газ при източника на получаване за складиране или транспортиране, така и за повторно втечняване на пари природен газ, получени през време на съхранението и пренасянето на товара.
Друга цел на изобретението е да се осигури по-ефикасен метод за втечняване при запазване на температурата на процеса над -112°С, като с това се дава възможност съоръженията съгласно метода да се изработят от по-малко скъпи материали, отколкото се изисква при конвенционалния LNG процес, при който поне в част от метода се работи при температура под -160°С. Много ниската температура на изстудяване, при конвенционалния LNG процес прави използваната апаратура много скъпа в сравнение със съответно необходимото меко изстудяване при производството на PLNG съгласно прилагането на настоящото изобретение.
Кратко описание на фигурите
Изобретението и неговите предимства се поясняват по-добре със следното подробно описание и приложените фигури, които са технологични схеми на инсталации, работещи по методите съгласно изобретението.
Фигура 1 представлява схематично представяне на криогенен CFZ метод със затворен контур изстудяващ цикъл за получаване на течен природен газ под налягане.
Фигура 2 схематично представя криогенен CFZ метод с отворен контур изстудяващ цикъл за получаване на втечнен природен газ под налягане.
Фигура 3 схематично представя друг вариант на метода съгласно изобретението, в който въглероден диоксид и метан се разделят чрез дестилация в дестилационна колона с CFZ, в която един от продуктите на горния поток е втечнен природен газ под налягане и другият продукт на горния поток е търговски газ.
Технологичните схеми, илюстрирани на фигурите, представят различни изпълнения при прилагане на методите от изобретението. Фигурите не изключват от обхвата на изобретението други изпълнения, които са резултат от очаквани модификации на тези конкретни изпълнения. Изискваните подсистеми като помпи, клапани, смесители на потоци, контролни системи и сензори не са показани на фигурите, за да се постигне опростено и ясно представяне.
Примери за изпълнение на изобретението
Както е показано на фиг. 1, захранващ поток природен газ 10 влиза в системата при налягане 3 100 кРа (450 psia) и повече, за предпочитане над 4 800 кРа (700 psia), и тем5 пература за предпочитане между 0 и 40°С. Могат да се използват различни температури и налягане, ако се желае, и системата може да се модифицира, съответно. Ако газовият поток 10 е с налягане под 1 380 kPa (200 psia), приблизително той може да се свие чрез подходящи средства за компресия (не са показани), които могат да се състоят от един или повече компресори. В описанието на изобретението е предвидено потокът природен газ 10 да се обработи подходящо за отстраняване на водата, като се използва конвенционален и добре известен процес (не е показан на фиг. 1) за получаване на “сух” поток природен газ.
Захранващият поток 10 преминава през охладител 30. Охладителят 30 може да съдържа един или повече конвенционални топлообменници, които охлаждат потока природен газ до криогенни температури - за предпочитане под -50 до -70°С приблизително, по-специално до температури точно над температурата на втвърдяване на СО2. Охладителят 30 може да съдържа една или повече топлообменни системи, охлаждани чрез конвенционални изстудяващи системи, едно или повече средства за разширяване като вентил на Joule-Thomson или турборазширител, един или повече топлообменници, които използват течност от по-ниските секции на фракционна колона 31 като охлаждащо средство, един или повече топлообменници, които използват продукта от дънния поток на фракционната колона 31 като охлаждащо средство или всеки друг подходящ източник за охлаждане. Предпочитаната охлаждаща система ще зависи от способността на изстудяването да охлажда, ограничението на пространството, ако има такова, и съображенията за чистота на околна среда и сигурността. Специалистът може да избере подходяща охлаждаща система, като вземе предвид съображенията за експлоатация на метода за втечняване.
Охладеният поток 11, напускащ захранващия охладител 30, се пренася до фракционна колона 31. Тя има контролирана замразяваща зона (CFZ), която е специална секция за обработване за образуване на твърди продукти и стапяне на СО2. CFZ секцията, в която се обработва потокът за образуване на твърд продукт и стапяне на СО2, не съдържа уплътнителен материал и тарелки като конвенционалните дестилационни колони. Вместо това тя съдържа една или повече разпръсквателни дюзи и тарелка за стапяне. Твърдият СО2 се образува в парното пространство на дестилационната колона и пада в течността върху тарелката за стапяне. По същество всички твърди продукти, които се образуват, се ограничават в CFZ секцията. Дестилационната колона 31 има конвенционална дестилационна секция под CFZ секцията и за предпочитане - друга дестилационна секция над CFZ секцията. Конструкцията и експлоатацията на фракционна колона 31 са известни. Примери за CFZ конструкции са посочени в US патенти 4 533 372; 4 923 493; 5 062 270; 5 120 338 и 5 265 428.
Потокът 12, богат на СО2, напуска долната част на колоната 31. Течният дънен продукт 12 се нагрява в изпарител 35 за повторно изпаряване и част от него се връща в подолната секция на колона 31 като повторно изпарена пара. Останалата част - поток 13, напуска процеса като течен продукт, богат на СО2. Богатият на метан поток 14 напуска върха на колоната 31 и преминава през топлообменник 32, който се охлажда чрез поток 17, свързан с конвенционалния затворен контур на изстудяваща система 33. Може да се използва еднокомпонентна, многокомпонентна и каскадна изстудяваща система. Каскадната охлаждаща система трябва да съдържа поне два изстудяващи цикъла със затворен контур. Изстудяващата система със затворен контур може да използва като изстудяващо средство метан, етан, пропан, бутан, пентан, въглероден диоксид, сероводород и азот. За предпочитане е в изстудяваща система със затворен контур да се използва предимно пропан като изстудяващо средство. Макар че фиг. 1 показва само един топлообменник 32, при прилагане на изобретението могат да се използват множество топлообменници за охлаждане на потока пари 14 в множество етапи. Топлообменникът 32 за предпочитане кондензира по същество целия поток пари 14 до течност. Потокът 19, излизащ от топлообменника 32, има температура над -112°С приблизително и налягане, достатъчно течният продукт да бъде при или под неговата начална точка на кипене. Първата част на течния поток 19 се пропуска като поток 20 в подходящи средства за съхранение 34 като стационарен контейнер за съхранение или транспортен кораб - PLNG кораб, товарен автомобил или релсови превозни средства за поддържане на PLNG при температура над -112°С приблизително и налягане, достатъчно течният продукт да бъде при или под неговата начална точка на кипене.
Втората част от течния поток 19 се връща като поток 21 до разделителната колона 31, за да се осигури изстудяване на разделителната колона 31. Относителните части на потоците 20 и 21 ще зависят от състава на захранващия газ 10, условията на работа на разделителната колона 31 и характеристиките на желания продукт.
При съхранение, транспортиране и манипулиране с течния природен газ може да се получат значително количество пари, получени в резултат на изпаряване на течния природен газ. Съгласно метода от изобретението в даден случай тези пари, които са богати на метан, могат да се втечнят повторно. Като се има предвид фиг. 1, потокът пари 16 може, в даден случай, да се включи към потока пари 14, преди да се охлади в топлообменника 32. Потокът изпарени пари 16 трябва да се охлади в топлообменника 32. Потокът изпарени пари 16 трябва да бъде с налягане, равно или близко до налягането на потока пари 14, към който се включват изпарените пари. В зависимост от размера на налягането на тези пари, то може да е необходимо да се коригира чрез един или повече кондензатори или разширители (не са показани на фигурите), за да съответства на налягането при точката на изпаряване на парите, влизащи в процеса на втечняване.
Малка част от потока пари 14 може в даден случай да се изведе от процеса като гориво (поток 15), за да се осигури част от енергията, необходима за задвижване на компресорите и помпите в процеса на втечняване. Това гориво може в даден случай да се използва като изстудяваща суровина за подпомагане на охлаждането на захранващия поток 10.
На фигура 2 се илюстрира в схематичен вид друг вариант на изобретението, в които се използва изстудяващо средство с отворен контур, за да се осигури изстудяване на разделителната колона 51 и да се получи PLNG. Като се има предвид фиг. 2, многокомпонентният газов поток 50, съдържащ метан и въглероден диоксид, който е дехидратиран и охладен с някоя подходяща суровина за охлаждане (не е показана на фиг. 2), се подава в CFZ колона 51, която има по същество същата конструкция, както тази на разделителната колона 31 на фиг. 1. С този вариант ефективно се управлява възможността за образуване на твърд продукт при процеса на втечняване чрез захранващия поток 64 директно в CFZ колоната 51.
Температурата на захранващия газ, подаван в CFZ колоната 51, е за предпочитане над температурата за втвърдяване на СОГ Обогатеният на метан поток от пари 52 напуска горната част на CFZ колоната 51, а обогатеният на въглероден диоксид поток 53 напуска дъното на CFZ колоната 51. Течният дънен продукт се нагрява в изпарител за повторно изпаряване 65 и една част от него се връща към по-долната секция на CFZ колоната 51 като повторно изпарена пара. Останалата част (поток 54) напуска процеса като богат на СО2 течен продукт.
Първа част от горния поток 52 се връща обратно в CFZ колоната 51 като поток 64, като се осигурява отворен контур изстудяване на CFZ колоната 51. Втора част от горния поток 52 се отвежда (поток 63) като PLNF поток, продукт с налягане при или близко до работното налягане на CFZ колоната 51 и при температура над -112°С (-170°F) приблизително. Трета част от горния поток 52 може в даден случай да бъде отведена (поток 59) за използване като газ за продажба или за понататъшно обработване.
Главните компоненти за изстудяващото средство с отворен контур в това изпълнение обхващат свиване чрез един или повече компресори 57 на горния поток 52, излизащ от върха на CFZ колоната 51, охлаждане на свития газ с един или повече охладители 58, пропускане на поне част от охладения газ (поток 61) към едно или повече разширяващи средства 62 за намаляване на налягането на газовия поток и охлаждането му, и подаване на част от охладения и разширен поток обратно в CFZ колоната 51. Връщащата се част от горния поток 52 по този метод осигурява отворен контур за изстудяване на CFZ колоната 51. Поток 60 за предпочитане се охлажда чрез топлообменник 55, който също затопля горния поток 52. Налягането на потока 64 за предпочитане се контролира чрез регулиране на количеството компресия, получено чрез компресор 57, за да се осигури налягането на течните потоци 60, 61 и 64 да бъде достатъчно високо да се предотврати образуването на твърди продукти. Връщането на поне част от горния поток пари 52 към горната част на колоната 51 като течност, кондензирана чрез отворен контур из студяване, също осигурява нагряване в колоната 51.
CFZ колоната 51 има конвенционална секция за дестилация под CFZ секцията и по възможност друга дестилационна секция над CFZ секцията. В CFZ секцията се третира всяко образуване и стапяне на СО2 твърди продукти. През време на включването целият поток 64 може да се отклони директно към CFZ секцията. Когато потокът 64 стане по-беден на твърди образувания, по-голямата част от него може да се захрани в дестилационната секция на колоната над CFZ секцията.
Фигура 3 илюстрира в схематичен вид друго изпълнение, в което по метода съгласно изобретението се произвежда както PLNG, така и газ за продажба - търговски газ като потоци продукт. В това изпълнение горните потоци продукт са 50% PLNG (поток 126) и 50% търговски газ (поток 110). Допълнително количество PLNG - до 100%, може да се получи чрез осигуряване на допълнително охлаждане или от топлообменник с по-студени флуиди, или чрез допълнително намаляване на налягането при разширителя през инсталацията за допълнително свиване и след охладителите. Помалко количество PLNG може да се получи чрез осигуряване на по-малко охлаждане.
Като се има предвид фиг. 3, се предполага, че потокът природен газ 101 съдържа около 5% mol СО2 и е фактически свободен от вода, за да се избегне замръзване и образуване на хидрати. След дехидратиране, захранващият поток се охлажда, разширява и се подава в дестилационната колона 190, работеща при налягане приблизително от 1379 кРа (200 psia) до 4482 кРа (650 psia). Дестилационната колона 190, която има CFZ секция, подобна на разделителна колона 31 от фиг. 1, разделя захранващия поток на обогатен с метан горен продукт 106 и обогатен на въглероден диоксид течен дънен продукт 115.
Дестилационната колона 190 има поне две и за предпочитане три отделни секции: дестилационна секция 193, контролирана замразяваща зона (CFZ) 192 над дестилационната зона 193, и в даден случай горна дестилационна секция 191.
В този пример захранването на колоната 190 става в горната част на дестилационната секция 193 чрез поток 105, където се извършва типична дестилация. Дестилационните секции 191 и 193 съдържат тарелки и/или уплътнители и осигуряват необходимия контакт между стичащата се надолу течност и изкачващите се нагоре пари. По-леките пари напускат дестилационната секция 193 и влизат в контролираната замразяваща зона 192. Вече в контролираната замразяваща зона 192 парите срещат течността (разпръскван течен кондензат в замразяващата зона), изтичаща от струйна или разпръсквателна дюза 194. Парите след това продължават през горната дестилационна секция 191. За ефективно разделяне на СО2 от потока природен газ в колона 190 се изисква изстудяването да осигури движение на течността в горните секции на колона 190. При прилагане на настоящото изпълнение изстудяването на горната част на колоната 190 се осигурява с отворен контур изстудяване.
В изпълнението от фиг. 3 входящият захранващ газ 101 се разделя на два потока: поток 102 и поток 103. Потокът 102 се охлажда в един или повече топлообменници. В този пример три топлообменника 130, 131 и 132 се използват за охлаждане на потока 102 и служат като изпарители за повторно изпаряване, за да се осигури топлина за дестилационната секция 193 на колоната 190. Потокът 103 се охлажда чрез един или повече топлообменници, които са в топлообмен с един от потоците 117 на дънния продукт 115 на колоната 190. На фиг. 3 са показани два топлообменника 133 и 141, които затоплят дънните продукти, напускащи колона 190. Обаче броят на топлообменниците за осигуряване и подпомагане на охлаждането на захранващия поток зависи от редица фактори като скорост на изтичане, състав и температура на захранващия газ и необходимите изисквания за топлообмен. В даден случай, макар че не е показано на фиг. 3, захранващият поток 101 може да се охлади от технологичния поток, излизащ от върха на колоната 190. В друг случай захранващият поток 101 може да се охлади поне частично от конвенционални изстудяващи системи, като такива със затворен контур, еднокомпонентна или многокомпонентна изстудяваща система.
Потоците 102 и 103 се обединяват и обединеният поток се пропуска през подходящи средства за разширяване като вентил на JouleThomson 150, приблизително до работното налягане на разделителна колона 190. Алтернативно може да се използва турборазширител вместо вентил на Joule-Thomson 150. Бързото разширяване през вентил 150 произвежда студен разширен поток 105, който се направлява към горната част на дестилационната секция
193 в точката, където температурата е за предпочитане достатъчно висока, за да предотврати замръзването на СО2.
Горният поток пара 106 от разделителната колона 190 преминава през топлообменник 145, който затопля потока пара 106. Затопленият поток пара (поток 107) се свива повторно чрез едноетапно свиване или многоетапно последователно свиване. В този пример потокът 107 преминава последователно през два конвенционални компресора 160 и 161. След всеки етап на свиване потокът 107 се охлажда чрез следохладители 138 и 139, за предпочитане като се използва въздух от околната среда или вода като охлаждаща среда. Свиването и охлаждането на потока 107 води до получаване на газ, който може да се използва за продажба, който се отвежда по тръбопровод за природен газ или за по-нататъшна обработка. Свиването на потока пари 107 обикновено е поне до налягането, което се изисква за тръбопроводите.
Част от потока 107 след преминаване през компресора 160 може в даден случай да се изведе (поток 128) за използване като гориво за инсталацията за обработване на газа. Друга част от потока 107 след пропускане през следохладителя 139 се извежда (поток 110) за продажба. Останалата част от потока 107 се пропуска като поток 108 към топлообменниците 140, 136 и 137. Потокът 108 се охлажда в топлообменниците 136 и 137 със студена течност от поток 124, напускащ дъното на колоната 190. Потокът 108 се охлажда след това в топлообменник 145 чрез топлообмен с горния поток пари 106. Потокът 108 след това се разширява под налягане чрез подходящо устройство за разширяване 158, приблизително до работното налягане на колоната 190. Потокът 108 след това се разделя на две части. Едната част се пропуска като PLNG продукт (поток 126) при температура над -112°С и налягане приблизително над 1380 kPa (200 psia) за съхраняване при транспорт. Другата част (поток 109) влиза в разделителната колона 190.
Компресорът 161 се регулира да произвежда налягане, което е достатъчно високо, така че намаляването на налягането през разширителя 158 да осигури достатъчно охлаждане, за да е сигурно, че потоците 109 и 126 са предимно течни, обогатени на метан. За да се получи допълнително PLNG (поток 126), трябва да се инсталира допълнително средство за свиване след компресора 160 и преди топ лообменника 136. При стартиране на процеса, поток 109 за предпочитане се подава като поток 109А и се впръсква директно с CFZ секция 192 през впръскваща дюза 194. След стартиране на процеса поток 109 може да се подаде като поток 109 В към горната секция 191 на разделителната колона 190.
Потокът течен продукт 115, обогатен на СО2, излиза от дъното на колоната 190. Потокът 115 се разделя на две части: поток 116 и поток 117. Потокът 116 преминава през подходящо разширяващо устройство като вентил на Joule-Thomson 153 към по-ниско налягане. Потокът 124, който напуска вентила 153, след това се затопля в топлообменника 136 и се пропуска през друг вентил на Joule-Thomson 154 и друг топлообменник 137. Полученият поток 125 след това се слива с потока пари 120 отсеператора 181.
Потокът 117 се разширява през подходящо разширяващо устройство като разширителен вентил 151 и се пропуска през топлообменник 133 като с това охлажда захранващия поток 103. Потокът 117 след това се отправя към сепаратор 180, който е едно конвенционално устройство за разделяне на газ-течност. Парите от сепаратора 180 - поток 118, преминават през един или повече компресори и помпи с високо налягане, за да се повиши налягането им. На фиг. 3 е показана група от два компресора 164 и 165 и помпа 166 с конвенционални охладители 143 и 144. Потокът от продукт 122 напуска помпа 166 от групата с налягане и температура, подходящи за инжектиране в подземни структури.
Течните продукти, напускащи сепаратора 180, чрез потока 119 се пропускат през топлообменник 141, който е в топлообменна връзка със захранващия поток 103, за следващо охлаждане на захранващия поток 103. Потокът 119 след това се насочва към сепаратор 181, който е конвенционално сепараторно устройство за газ-течност. Парите от сепаратор 181 се пропускат като поток 120 към компресор 163 и след това през един конвенционален следохладител 142. Потокът 120 след това се слива с потока 118. Всеки кондензат като този, наличен в поток 121, може да се възстанови чрез конвенционална бърза или стабилизираща обработка, а след това може да се втвърди, изгори или използва като гориво.
Макар че сепараторните системи, показани на фиг. от 1 до 3, имат само една дестилационна колона (колона 31 на фиг. 1, колона на фиг. 2 и колона 190 на фиг. 3), сепараторните системи съгласно изобретението могат да съдържат две или повече дестилационни колони. Например, за да се намали височината на колона 190 на фиг. 3, е желателно да се раздели колоната 190 на две или повече колони (не е показано на фигурите). Първата колона съдържа две секции: дестилационна секция и контролирана замразяваща зона, която изпълнява същите функции като секция 191 на фиг. 3. Многокомпонентният захранващ поток се подава в първата дестилационна колона. Течният дънен поток от втората колона се подава в замразяващата зона на първата колона. Парите от горната част на първата колона се подават в долната област на втората колона. Втората колона има същия изстудяващ цикъл с отворен контур, както е показан на фиг. 3, за колона 190. Потокът пари от втората дестилационна колона се извежда, охлажда и част от него се връща обратно в горната област на втората сепараторна колона.
Симулиран тегловен и енергиен баланс се прави, за да се пояснят изпълненията, показани на фиг. 1 и фиг. 3, а съответните резултати от тях са посочени в таблици 1 и 2, по-долу. Данните, налични в таблица 1, се отнасят до горния поток на продукт, който е 100% PLNG (поток 20 на фиг. 1), а изстудяващата система е каскадна пропан-етилен система. Данните от таблица 2, са за горните потоци продукт с 50% PLNG (поток 126 на фиг. 3) и 50% търговски газ (поток 110 на фиг. 3).
Данните са получени, като се използва търговски достъпна програма за симулиране на процеса, наречена HYSYS™. Обаче и други търговски достъпни програми за симулиране на процеса биха могли да се използват, за да се разширят данните, вкл. HYSIM™, PROII™ и ASPEN PLUS™. Всяка от тях е подобна на обичайно използваната от специалистите HYSYS™ програма.
Данните в таблиците поясняват изпълненията, показани на фиг. 1 и 3, но изобретението не трябва да се тълкува като ограничено до тях. Температурите и скоростта на изтичане на потока не трябва да се тълкуват като граници за изобретението, което може да има много варианти в температурите и скоростите на изтичане.
Показан е допълнителен симулиран процес, като се използва основният процес на технологичната схема, показана на фиг. 1 (из ползваща същия състав на захранващ поток и температура, използвани за получаване на данните от таблица 1) за производство на конвенционален LNG при налягане, близко до атмосферното налягане, и температура -161°С (-258°F). CFZ/конвенционален LNG метод изисква по същество повече изстудяване в сравнение с CFZ/PLNG метод, описан на фиг. 1. За получаване на изстудяване, необходимо да се получи LNG при температура -161°С, изстудяващата система трябва да се разшири от пропан/етилен каскадна система до пропан/етилен/метан каскадна система. Освен това, може да е необходимо поток 20 по-нататък да се охлади, като се използва метан, и може да е необходимо намаляване на налягането на продукта, като се използва течен разширител или вентил на Joule-Thomson за получаване на LNG продукт при или близо до атмосферното налягане. Поради ниските температури СО2 в LNG трябва да се отстрани до около 50 ppm, за да се преодолят проблемите при работа със замръзващ СО2 в процеса, вместо 2% СО2 както е в CFZ/PLNG метода, описан на фиг. 1.
Таблица 3 показва сравнение на изискваните за свиване изстудяващи средства за конвенционален LNG метод и PLNG метод, описан в примера от предходния параграф. Както е показано на таблица 3, общата изисквана енергия за изстудяване е 67% по-висока за получаване на конвенционален LNG, в сравнение с получаваното количество PLNG съгласно прилагането на настоящото изобретение.
Възможни са много модификации и варианти на процеса съгласно изобретението. Например могат да се използват различни температури и налягане съгласно изобретението, в зависимост от общата схема на системата и състава на захранващия газ. Захранващият газ, охлаждащ агрегата, може да бъде допълнен или да се конфигурира отново в зависимост от изискванията на общата схема, за да се достигнат изискванията за оптимални и ефикасни топлообменници. Освен това, някои етапи на метода могат да се комплектоват чрез добавяне на устройства, които са вътрешно заменяеми с показаните устройства. Например сепарацията и охлаждането могат да се комплектоват с едно устройство. Както е посочено по-горе, конкретните изпълнения и примерите не ограничават обхвата на изобретението, което трябва да се разбира като определено от претенциите по-долу и техните еквиваленти.
I
Таблица 1 - интегрирани CFZ/PLNZ
Поток фаза Пари/течнос^ Налагаае kPa psla Температура Общ поток Mole%
•с •F kg-moles/hr lb-moles/hr СОт сн<
10 Пари 6 764 981 18,3 65,0 49 805 109300 71,1 26,6
11 Парн/Течност 3 103 450 -56,7 -7С(о 49;805 109 800 71,1 26,6
12 Течност 3103 450 7,7 18,2 55 556 122 700 95,9 1,4
13 Течност 3103 450 4,9 23,2 36 424 80 300 96,5 0,5
14 Парн 3 068 445 92,0 -133,6 30 844 68000 2,0 97,7
19 Течност 3 068 446 -94,6 -138,3 30 844 68000 2,0 97,7
20 Течност 3 068 445 •94,6 -138,3 13.381 29 500 2,0 97,7
21 Течност 3 068 445 -94,6 •138,3 17 463 38 500 2,0 97,7
Таблица 2 - интегрирани CFZ/PLNG с изстудяваща система «. с отворен контур
Поток Фаза Пари/течност| Налягам· Темвературе Общ поток α-moles/hr b-moies/hr Mole%
kPa psla •с •F CO: N> CH. HiS C,+
101 Пари 6 764 981 16,3 : 65 49350 109 900 71,1 0,4 26,6 0,6 1,3
102 Парн .6 764 981 18/3 65 19 731 43 500 71,1 0,4 26,6 0,6 V
103 Пари 6 764 981 18,3 65 30 119 66 400 71,1 0,4 26,6 0,6 1,3
104 Пари/Течиост 6 695 971 •7,8 18 5942 13 100 71,1 0,4 266 0,6 и
105 Парн/Течност 2 758 400 •56,7 •70 49850 109 900 71,1 26,6 0,6
106 Пари 2 758 400 -99,4 -147 31 116 68 600 0,1 1,s 98,4 16 ppm 0,0
107 Пари 2 551 370 30,6 -23 31 116 68600 0,1 1,5 98,4 .16 ppm 0,0
108 Паря 16 823 2 440 51,7 125 23 723 52 300 0,1 1,5 98,4 16 ppm 2’2
109 Течност 2 758 400 -101,7 -151 18 008 39 700 0,1 1,5 98,4 16 ppm 0,0
110 Пари 16 823 2 440 51,7 125 5715 12 600 0,1 1,5 96,4 16 ppm 2’2
115 Течност 2 758 400 -11,1 12 36 741 81 000 96,5 ο,ο 1,0 0,7
116 Течност 2 758 400 -11,1 12 6532 14 400 96,5 1,0 °,7 1,8
117 Течност 2 758 400 -11,1 12 30.209 66 600 96,5 ο,ο 1,0 ft
118 Парн 1 862 270 -211 -6 21 727 47 900 96,8 ο,ο I,3 Ur? v
119 Течиоот 1 862 270 -21,1 -6 8482 16 700 95,5 ο,ο ο,ι 0,9 3,5
120 Пари 621 90 -23,3 -10 8 210 18 100 97,8 °'2 0,1 0,9 1,2
121 Течност 621 90 -23,3 -10 227 500 18,7 0,0 0,0 2’2 80,7
122 Течност 29 751 4 315 65,6 150 36 514 80 500 97,0 ο,ο 1,0
123 Пари 16 616 2 410 -28,3 -19 23 723 52 300 0,1 1,5 98,4 16 ppm 0,0
124 Пари/Течиост 1 931 280 -22/ -8 6 532 14 400 96,5 0,0 1,0 0,7 1,8
125 Пари 621 90 -22/ -8 6 532 14 400 96,5 0,0 1,0 0,7 5®
126 Течиоот 2758 400 -101,7 -151 5.715 12 600 0,1 Μ 98,4 16 ppm °’2
128 Парн 6 995 1 000 56,1 133 1 633 3 600 0.1 V 98,4 16 ppm 0,0
Таблица 3 - Сравнение на изискванията за мощност на компресията на CFZ/конвенционален PLNG и CFZ/PLNG изстудяваща система
Мощност, ίίρ Мощност kW
era CFZ/PLNG Разлика era CFZ/PLNG Разлика
Компресори Прояакоаа хзстудиаица схстема 162210 115360 48250 120362 8847З 34489
Етнлеком изстуди аща система 06090 41490 44600 64198 30340 332Й
Метахом изстудпаца система Обла яистаяираиа 14031 0 14031 10463 0 10463
изстудя· ала система | » компресии % of CFZ/PLNG 262331 157,450 104881 195.623 117412 78.211
Общо инсталиран* 167% 100% 87%| 167% 100% 57%|

Claims (30)

  1. Патентни претенции
    1. Метод за получаване на флуид под налягане, богат на метан, от многокомпонентен захранващ поток, съдържащ метан и замръзващ компонент с относителна летливост, пониска от тази на метана, при който многокомпонентният захранващ поток се вкарва в система за разделяне със секция за замразяване, работеща при налягане над 1380 кРа (200 psia) и при условията за образуване на твърди частици за замръзващия компонент, и секция за дестилация, разположена под секцията за замразяване, като секцията за разделяне продуцира поток пари, богат на метан, и течен поток, богат на замръзващ компонент, характеризиращ се с това, че впоследствие се провежда:
    a) охлаждане на поне част от потока пари за получаване на втечнен поток, богат на метан, с температура над -112°С (170®F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде под или при неговата точка на кипене;
    b) отвеждане на първа част от втечнения поток от етап а) като поток втечнен продукт, богат на метан; и
    c) вкарване на втора част от втечнения поток от етап а) в системата за разделяне, за да се осигури изстудяване на системата за разделяне.
  2. 2. Метод съгласно претенция 1, характег ризиращ се с това, че потокът втечнен продукт се вкарва в средства за съхраняване, като съхраняването е при температура над -112°С (170°F).
  3. 3. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че охлаждащият етап а) се състои от етапи на свиване на потока пари до поток с високо налягане, охлаждане на поне част от свития поток в топлообменник и разширяване на охладения свит поток до по-ниско налягане, при което свитият поток се охлажда, за да се получи втечнен поток, богат на метан, с температура над -112°С (170°F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при неговата начална точка на кипене или под нея.
  4. 4. Метод съгласно претенция 3, характеризиращ се с това, че охлаждането на свития поток в топлообменника се извършва чрез индиректен топлообмен с поток от пари, богат на метан.
  5. 5. Метод съгласно претенция 3, характеризиращ се с това, че течният поток, получен от системата за разделяне, се охлажда чрез разширяване под налягане и като се използва разширен охладен течен поток за охлаждане на свития поток чрез индиректен топлообмен.
  6. 6. Метод съгласно претенция 3, характеризиращ се с това, че налягането на свития поток и налягането на разширения поток се регулира, за да се избегне образуване на твърди продукти във втората част на втечнения поток, вкаран в системата за разделяне.
  7. 7. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че системата за разделяне се състои от първа дестилационна колона и втора дестилационна колона, като първата дестилационна колона се състои от дестилационна секция и зона за замразяване над секцията за дестилация, а втората дестилационна колона се състои от секция за дестилация, и че включва етапи на вкарване на многокомпонентния захранващ поток в първата дестилационна колона, захранване на горен поток пари от зоната за замразяване към по-ниската област на втората дестилационна колона, изтегляне на поток пари от втората дестилационна колона и охлаждане на потока пари съгласно етап а), захранване на втора част от втечнения поток от етап с) към горната област на втората сепарационна колона, изтегляне на течния дънен поток от втората дестилационна колона и захранване на течния дънен поток към зоната за замразяване на първата дестилационна колона.
  8. 8. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че системата за разделяне се състои от първа дестилационна секция, втора дестилационна секция под първата дестилационна секция и зона за замразяване между първата и втората дестилационна секция, и че втората част от втечнения поток от етап с) се вкарва в първата дестилационна колона.
  9. 9. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че охлаждането на потока пари от етап а) се извършва в топлообменник, охлаждан чрез изстудяваща система със затворен контур.
  10. 10. Метод съгласно претенция 9, характеризиращ се с това, че изстудяващата система съдържа пропан като преобладаващо изстудяващо средство.
  11. 11. Метод съгласно претенция 9, характе ризиращ се с това, че изстудяващата система със затворен контур съдържа изстудяващо средство, състоящото се от метан, етан, пропан, бутан, пентан, въглероден диоксид, сероводород и азот.
  12. 12. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че преди етап а) към процеса се пропуска изпарен газ, получен от изпаряване на втечнен газ, богат на метан.
  13. 13. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че втечняването на газовия поток се извършва, като се използват два изстудяващи цикъла със затворен контур, подредени в каскада.
  14. 14. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че многокомпонентният газов поток от етап а) е с налягане над 3100 кРа (450 psia).
  15. 15. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че изстудяващият компонент е въглероден диоксид.
  16. 16. Метод съгласно претенция 1, характеризиращ се с това, че охлаждащият етап а) се състои от етапи на свиване на потока пари до свит поток, охлаждане на поне част от този свит поток в топлообменник, изтегляне на първа част от охладения свит поток като поток газов продукт, и разширяване на втора част от охладения свит поток до по-ниско налягане, при което свитият поток се охлажда за получаване на втечнен поток, богат на метан, с температура над -112°С (170°F) и налягане, достатъчно за течния продукт да бъде при неговата начална точка на кипене или под нея.
  17. 17. Метод за разделяне на многокомпонентен захранващ поток, съдържащ поне метан и поне един замръзващ компонент с относителна летливост, по-ниска от тази на метана, за получаване на течен продукт, обогатен с метан, при който многокомпонентният захранващ поток се вкарва в система за разделяне, която работи при условията за образуване на твърди частици за замръзващите компоненти, характеризиращ се с това, че впоследствие се осъществява:
    a) изтегляне на потока пари от горната област на системата за разделяне;
    b) свиване на потока пари до поток с по-високо налягане;
    c) охлаждане на поне част от свития поток, като се използва охлаждане, валидно за потока пари от етап а);
    d) разширяване на охладения свит поток за по-нататъшно охлаждане на свития поток, като разширеният поток е предимно течен;
    e) захранване на поне част от разширения поток в горната област на системата за разделяне, за да се осигури изстудяването й, и
    f) извличане от разширения поток на поток течен продукт, обогатен с метан.
  18. 18. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че се извлича част от свития поток пари от етап Ь) и останалата част от потока пари се охлажда съгласно етап с).
  19. 19. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че потокът пари от етап а) се затопля преди свиване в етап Ь).
  20. 20. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че системата за разделяне се състои от първа дестилационна секция, втора дестилационна секция под първата дестилационна секция, зона за замразяване между първата и втората дестилационна секция, като разширеният течен поток се вкарва в първата дестилационна секция.
  21. 21. Метод съгласно претенция 20, характеризиращ се с това, че многокомпонентният захранващ поток се вкарва под първата дестилационна секция.
  22. 22. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че течността от системата за разделяне се отстранява, охлажда се чрез средства за разширяване под налягане и се изпарява поне частично чрез топлообмен със свития поток от етап Ь).
  23. 23. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че течността, обогатена със замръзващ компонент, се отстранява от системата за разделяне, охлажда се чрез средства за разширяване под налягане, и многокомпонентният захранващ поток се охлажда, преди да се вкара в системата за разделяне, чрез топлообмен с разширената и обогатена на замръзващ компонент течност.
  24. 24. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че многокомпонентният поток се охлажда чрез средства за разширяване, преди да се вкара в системата за разделяне.
  25. 25. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че налягането на потока с високо налягане от етап Ь) и налягането на разширения поток d) се контролират, за да се избегне образуването на твърди продукти в потока, захранван в системата за разде ляне на етап е).
  26. 26. Метод съгласно претенция 17, характеризиращ се с това, че извличаният поток течен продукт от етап f) има налягане над 1380 кРа (200 psia).
  27. 27. Метод за получаване на втечнен природен газ при налягане над 1380 кРа (200 psia) от многокомпонентен захранващ пбток, съдържащ метан и замръзващ компонент с относителна летливост, по-ниска от тази на метана, при който многокомпонентният захранващ поток се вкарва в система за разделяне, която работи при условията за образуване на твърди частици за замръзващите компоненти, характеризиращ се с това, че впоследствие се осъществява:
    a) изтегляне на потока пари от горната област на системата за разделяне;
    b) свиване на потока пари до поток с по-високо налягане;
    c) охлаждане на поне част от свития поток, като се използва охлаждане, валидно за потока пари от етап а);
    d) разширяване на охладения свит поток, за да се охлади до получаване на разширен поток, който е предимно течност с налягане над 1380 кРа (200 psia);
    e) захранване на поне част от този разширен поток в горната част на системата за разделяне, за да се осигури изстудяването на системата за разделяне; и
    f) извличане от разширения поток на поток течен продукт, обогатен с метан, при налягане над 1380 кРа (200 psia).
  28. 28. Метод за втечняване на многокомпонентен поток, съдържащ метан и поне един замръзващ компонент за получаване на течност, богата на метан, с температура над -112°С и налягане, достатъчно за течността да бъде при нейната начална точка на кипене или под нея, характеризиращ се с това, че включва:
    a) вкарване на многокомпонентния захранващ поток с налягане над 1380 кРа (200 psia) в система за разделяне, работеща при условията за образуване на твърдите частици за замръзващия компонент, за да се осигурят богат на метан поток пари и поток течност, богата на компонент, който се втвърдява в система за разделяне;
    b) втечняване на потока пари чрез изстудяваща система със затворен контур за получаване на течност, богата на метан, с температура над -112°С и налягане, достатъчно за течността да бъде при неговата начална точка на кипене или под нея;
    c) вкарване на течността, богата на метан, в резервоар за съхраняване, като съхраняването е при температура над -112°С.
  29. 29. Метод съгласно претенция 28, характеризиращ се с това, че втечняването на захранващия поток се извършва с изстудяваща система със затворен контур.
  30. 30. Метод съгласно претенция 28, характеризиращ се с това, че преди втечняване на захранващия поток, потокът пари от системата за разделяне се смесва с изпарения газ, получен от изпаряването на втечнен природен газ.
BG103999A 1997-07-01 1999-12-13 Методи за втечняване на природен газ, съдържащ поне един замръзващ компонент BG63828B1 (bg)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5146097P 1997-07-01 1997-07-01
US8767798P 1998-06-02 1998-06-02
PCT/US1998/013233 WO1999001706A1 (en) 1997-07-01 1998-06-26 Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BG103999A BG103999A (bg) 2000-12-29
BG63828B1 true BG63828B1 (bg) 2003-02-28

Family

ID=26729441

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BG103999A BG63828B1 (bg) 1997-07-01 1999-12-13 Методи за втечняване на природен газ, съдържащ поне един замръзващ компонент

Country Status (40)

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

Families Citing this family (171)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2317539C (en) 1998-01-08 2003-08-19 Satish Reddy Autorefrigeration separation of carbon dioxide
US6035662A (en) * 1998-10-13 2000-03-14 Praxair Technology, Inc. Method and apparatus for enhancing carbon dioxide recovery
MY114649A (en) 1998-10-22 2002-11-30 Exxon Production Research Co A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
MY117068A (en) 1998-10-23 2004-04-30 Exxon Production Research Co Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas
MY115506A (en) 1998-10-23 2003-06-30 Exxon Production Research Co Refrigeration process for liquefaction of natural gas.
TW446800B (en) 1998-12-18 2001-07-21 Exxon Production Research Co Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
US6237347B1 (en) 1999-03-31 2001-05-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers
US6205813B1 (en) * 1999-07-01 2001-03-27 Praxair Technology, Inc. Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane
MY122625A (en) 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
US6510706B2 (en) * 2000-05-31 2003-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
US6578654B2 (en) * 2001-04-05 2003-06-17 New Venture Gear, Inc. Electronically-controlled coupling for all-wheel drive system
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US20070137246A1 (en) * 2001-05-04 2007-06-21 Battelle Energy Alliance, Llc Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium
US7591150B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7594414B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7637122B2 (en) 2001-05-04 2009-12-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same
UA76750C2 (uk) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Спосіб зрідження природного газу (варіанти)
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
JP2004536176A (ja) * 2001-06-29 2004-12-02 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法
TW561230B (en) 2001-07-20 2003-11-11 Exxonmobil Upstream Res Co Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
EA006001B1 (ru) * 2002-01-18 2005-08-25 Кертин Юниверсити Оф Текнолоджи Способ и устройство для получения сжиженного природного газа с удалением замерзающих твёрдых частиц
US6743829B2 (en) * 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6672104B2 (en) * 2002-03-28 2004-01-06 Exxonmobil Upstream Research Company Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
JP4138399B2 (ja) * 2002-08-21 2008-08-27 三菱重工業株式会社 液化天然ガスの製造方法
AU2002951005A0 (en) * 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
US20040093875A1 (en) * 2002-11-19 2004-05-20 Moses Minta Process for converting a methane-rich vapor at one pressure to methane-rich vapor at a higher pressure
AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
FR2851936B1 (fr) * 2003-03-04 2006-12-08 Procede d'extraction du dioxyde de carbone et du dioxyde de soufre par anti-sublimation en vue de leur stockage
CN100513954C (zh) * 2003-03-27 2009-07-15 Bp北美公司 将天然气加工成液体产品的集成处理工艺
US20070208432A1 (en) * 2004-06-18 2007-09-06 Hawrysz Daniel J Hydrocarbon fluid processing plant design
EP1807488A1 (en) * 2004-09-08 2007-07-18 BP Corporation North America Inc. Method for transporting synthetic products
US7454923B2 (en) * 2004-11-12 2008-11-25 Praxair Technology, Inc. Light component separation from a carbon dioxide mixture
US20080034789A1 (en) * 2004-12-03 2008-02-14 Fieler Eleanor R Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
US20060156758A1 (en) * 2005-01-18 2006-07-20 Hyung-Su An Operating system of liquefied natural gas ship for sub-cooling and liquefying boil-off gas
MX2007009901A (es) * 2005-02-24 2008-03-13 Twister Bv Metodo y sistema para enfriar una corriente de gas natural y para separar la corriente enfriada en diversas fracciones.
WO2006092847A1 (ja) * 2005-03-01 2006-09-08 Toshihiro Abe 二酸化炭素の液化方法及び二酸化炭素回収装置
JP5107896B2 (ja) * 2005-04-12 2012-12-26 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 天然ガス流の液化方法及び装置
JP5139292B2 (ja) * 2005-08-09 2013-02-06 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Ｌｎｇのための天然ガス液化方法
FR2894838B1 (fr) * 2005-12-21 2008-03-14 Gaz De France Sa Procede et systeme de capture du dioxyde de carbone present dans des fumees
WO2007126676A2 (en) 2006-04-21 2007-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company In situ co-development of oil shale with mineral recovery
WO2007148122A2 (en) * 2006-06-23 2007-12-27 T Baden Hardstaff Limited Process and device for producing lng
US20080016910A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Adam Adrian Brostow Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas
JO2771B1 (en) 2006-10-13 2014-03-15 ايكسون موبيل ابستريم ريسيرتش كومباني Joint development of shale oil through in situ heating using deeper hydrocarbon sources
WO2008048455A2 (en) * 2006-10-13 2008-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells
AU2007313396B2 (en) 2006-10-13 2013-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Optimized well spacing for in situ shale oil development
CA2858464A1 (en) 2006-10-13 2008-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Improved method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures
US9121636B2 (en) * 2006-11-16 2015-09-01 Conocophillips Company Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility
DE602007005509D1 (de) * 2006-11-22 2010-05-06 Shell Int Research Inheitlichkeit von dampf- und flüssigphase in einem gemischten strom
EP1936307A1 (en) * 2006-12-11 2008-06-25 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
CA2674618C (en) * 2007-01-19 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US7883569B2 (en) * 2007-02-12 2011-02-08 Donald Leo Stinson Natural gas processing system
WO2008115359A1 (en) 2007-03-22 2008-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Granular electrical connections for in situ formation heating
US8622133B2 (en) 2007-03-22 2014-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Resistive heater for in situ formation heating
US20080264099A1 (en) * 2007-04-24 2008-10-30 Conocophillips Company Domestic gas product from an lng facility
CN101680285B (zh) 2007-05-15 2013-05-15 埃克森美孚上游研究公司 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器
CA2682687C (en) 2007-05-15 2013-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations
US8146664B2 (en) 2007-05-25 2012-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock
AU2008262537B2 (en) 2007-05-25 2014-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
DE102007032536B4 (de) * 2007-07-12 2013-04-18 Biogas Süd Entwicklungsgesellschaft OHG Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von flüssigem und/oder gasförmigem Methan
US9574713B2 (en) 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US8555672B2 (en) 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US8061413B2 (en) 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US8899074B2 (en) * 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US8020406B2 (en) * 2007-11-05 2011-09-20 David Vandor Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas
US8082995B2 (en) 2007-12-10 2011-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence
WO2009087206A2 (en) * 2008-01-11 2009-07-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Gas cleaning process
US8973398B2 (en) 2008-02-27 2015-03-10 Kellogg Brown & Root Llc Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas
AU2009249493B2 (en) 2008-05-23 2015-05-07 Exxonmobil Upstream Research Company Field management for substantially constant composition gas generation
RU2498175C2 (ru) * 2008-05-30 2013-11-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Производство очищенного углеводородного газа из газового потока, содержащего углеводороды и кислые загрязнители
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
US20100107687A1 (en) * 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
FR2940414B1 (fr) * 2008-12-19 2012-10-26 Air Liquide Procede de capture du dioxyde de carbone par cryo-condensation
FR2940413B1 (fr) * 2008-12-19 2013-01-11 Air Liquide Procede de capture du co2 par cryo-condensation
AU2010216407B2 (en) 2009-02-23 2014-11-20 Exxonmobil Upstream Research Company Water treatment following shale oil production by in situ heating
US9423174B2 (en) 2009-04-20 2016-08-23 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
US8540020B2 (en) 2009-05-05 2013-09-24 Exxonmobil Upstream Research Company Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources
AU2009350548B2 (en) 2009-07-30 2016-05-19 Twister B.V. Tapered throttling valve
US20120079852A1 (en) * 2009-07-30 2012-04-05 Paul Scott Northrop Systems and Methods for Removing Heavy Hydrocarbons and Acid Gases From a Hydrocarbon Gas Stream
CA2771566C (en) 2009-09-09 2017-07-18 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream
US9651301B2 (en) 2009-09-28 2017-05-16 Koninklijke Philips N.V. System and method for liquefying and storing a fluid
AT508831B1 (de) * 2009-10-02 2012-09-15 Ge Jenbacher Gmbh & Co Ohg Verfahren zur aufbereitung von erdölbegleitgas
AU2010313733B2 (en) * 2009-11-02 2016-05-12 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide
US8863839B2 (en) 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
NO333898B1 (no) * 2009-12-22 2013-10-14 Waertsilae Oil & Gas Systems As Fremgangsmåte og system for lasting av varm cargo
BR112012017599A2 (pt) 2010-01-22 2016-08-16 Exxonmobil Upstream Res Co remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2
AU2011213249B2 (en) 2010-02-03 2016-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams
WO2011107413A1 (en) * 2010-03-02 2011-09-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a contaminant-depleted hydrocarbon gas stream with improved hydrocarbon recovery
US20120000242A1 (en) * 2010-04-22 2012-01-05 Baudat Ned P Method and apparatus for storing liquefied natural gas
US20110259044A1 (en) * 2010-04-22 2011-10-27 Baudat Ned P Method and apparatus for producing liquefied natural gas
FR2959512B1 (fr) * 2010-04-29 2012-06-29 Total Sa Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone
MY160789A (en) * 2010-06-03 2017-03-15 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
SG186802A1 (en) * 2010-07-30 2013-02-28 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
CA2806173C (en) 2010-08-30 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis
US8622127B2 (en) 2010-08-30 2014-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation
MY162635A (en) * 2010-10-15 2017-06-30 Daewoo Shipbuilding & Marine Method for producing pressurized liquefied natural gas, and production system used in same
CN103596660B (zh) 2010-11-19 2016-08-24 可持续能源解决方案公司 通过直接接触热交换将可冷凝蒸气与气体分离的系统和方法
US20120168137A1 (en) * 2011-01-03 2012-07-05 Osvaldo Del Campo Compressed natural gas (cng) sub-cooling system for cng-filling stations
AU2012258510B2 (en) 2011-05-26 2016-09-22 Sustainable Energy Solutions, Llc Systems and methods for separating condensable vapors from light gases or liquids by recuperative cryogenic processes
AU2012332851B2 (en) 2011-11-04 2016-07-21 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
US20140338395A1 (en) * 2011-12-20 2014-11-20 Exxon Mobil Upstream Research Company Method of Separating Carbon Dioxide from Liquid Acid Gas Streams
CA2763081C (en) * 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
WO2013100304A1 (ko) * 2011-12-27 2013-07-04 대우조선해양 주식회사 이산화탄소의 처리 모듈 및 그 처리 방법
CA2867287C (en) 2012-03-21 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
CN102620524B (zh) * 2012-04-16 2014-10-15 上海交通大学 带凝华脱除co2的级联式天然气带压液化工艺
US8770284B2 (en) 2012-05-04 2014-07-08 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
KR101341798B1 (ko) * 2012-08-10 2013-12-17 한국과학기술원 천연가스 액화시스템
US20140157822A1 (en) * 2012-12-06 2014-06-12 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Thermal performing refrigeration cycle
US9512699B2 (en) 2013-10-22 2016-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
US9394772B2 (en) 2013-11-07 2016-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation
AU2014357668B2 (en) * 2013-12-06 2017-05-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
CN105723171B (zh) 2013-12-06 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 采用加热设施使固体粘合不稳定和/或防止固体粘合的分离烃和污染物的方法和装置
US9829247B2 (en) 2013-12-06 2017-11-28 Exxonmobil Upstream Reseach Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
WO2015084494A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
US10139158B2 (en) 2013-12-06 2018-11-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US9504984B2 (en) 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
MY190546A (en) 2014-04-22 2022-04-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for starting up a distillation tower
CA2951637C (en) 2014-06-11 2019-01-08 Russell H. Oelfke Method for separating a feed gas in a column
SG11201609648TA (en) 2014-07-08 2017-01-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating fluids in a distillation tower
CA2958091C (en) 2014-08-15 2021-05-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
WO2016064571A1 (en) 2014-10-22 2016-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
CN106999792B (zh) 2014-11-17 2019-11-12 埃克森美孚上游研究公司 用于从烃类蒸汽流去除污染物的热交换机构
US9739122B2 (en) 2014-11-21 2017-08-22 Exxonmobil Upstream Research Company Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation
AU2015374634B2 (en) 2014-12-30 2018-05-31 Exxonmobil Upstream Research Company Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower
US20160216030A1 (en) 2015-01-23 2016-07-28 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas
MY184436A (en) 2015-02-27 2021-04-01 Exxonmobil Upstream Res Co Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
JP6423297B2 (ja) * 2015-03-20 2018-11-14 千代田化工建設株式会社 Ｂｏｇ処理装置
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
TWI707115B (zh) 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 混合製冷劑液化系統和方法
US10274252B2 (en) 2015-06-22 2019-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
US10006698B2 (en) * 2015-07-27 2018-06-26 GE Oil & Gas, Inc. Using methane rejection to process a natural gas stream
CN108431184B (zh) * 2015-09-16 2021-03-30 1304342阿尔伯塔有限公司 在气体减压站制备天然气以生产液体天然气(lng)的方法
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
MY187623A (en) 2015-09-24 2021-10-04 Exxonmobil Upstream Res Co Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
RU2626612C2 (ru) * 2015-12-16 2017-07-31 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Автономная установка очистки сжиженного природного газа (варианты)
CN105716372B (zh) * 2016-03-01 2018-05-25 神华集团有限责任公司 粗煤气脱碳脱硫的方法
CA3024545C (en) 2016-03-30 2020-08-25 Exxonmobile Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US11668522B2 (en) 2016-07-21 2023-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction
US10605522B2 (en) * 2016-09-01 2020-03-31 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for LNG liquefaction
RU2636966C1 (ru) * 2016-11-14 2017-11-29 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Способ производства сжиженного природного газа
US20190099693A1 (en) * 2017-10-04 2019-04-04 Larry Baxter Combined Solids-Producing Direct-Contact Exchange and Separations
CN108151442A (zh) * 2017-12-04 2018-06-12 中国科学院理化技术研究所 原料气中lng的低温制取系统
CN109916136A (zh) * 2017-12-13 2019-06-21 中船重工鹏力（南京）超低温技术有限公司 Bog原料气低温提纯并制取lng的系统
RU187598U1 (ru) * 2017-12-18 2019-03-13 Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") Установка частичного сжижения природного газа
CN110130870A (zh) * 2018-02-09 2019-08-16 上海利策科技股份有限公司 一种油气田的气体的处理的方法及设备
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
FR3099818B1 (fr) * 2019-08-05 2022-11-04 Air Liquide Dispositif de réfrigération et installation et procédé de refroidissement et/ou de liquéfaction
US11353261B2 (en) * 2019-10-31 2022-06-07 Air Products And Chemicals, Inc. Lights removal from carbon dioxide
RU201895U1 (ru) * 2020-10-26 2021-01-20 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова» Устройство для очистки биогаза
FR3123971B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Purification cryogénique de biogaz avec soutirage à un étage intermédiaire et solidification externe de dioxyde de carbone.
FR3123972B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Méthode de séparation et de liquéfactions de méthane et de dioxyde de carbone avec élimination des impuretés de l’air présente dans le méthane.
FR3123966B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Installation combinée de séparation cryogénique et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone compris dans un flux de biogaz
FR3123969B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec pré-séparation en amont de la colonne de distillation
FR3123968B1 (fr) * 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du CO2 comprenant le soutirage de vapeur d’un étage intermédiaire de la colonne de distillation
FR3123967B1 (fr) 2021-06-09 2023-04-28 Air Liquide Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec solidification du dioxyde de carbone à l’extérieur de la colonne de distillation.
CN114225446B (zh) * 2021-12-14 2024-05-14 天津商业大学 一种蒸馏蒸气直接压缩回热的蒸馏装置和方法
CN115468379A (zh) * 2022-08-29 2022-12-13 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 船用氨蒸发气再液化系统
WO2024119271A1 (en) * 2022-12-08 2024-06-13 Foundation Renewable Carbon Inc. Liquefaction apparatus and method using a by-product of an adjacent air separation unit as a cooling medium

Family Cites Families (41)

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

Also Published As

Publication number Publication date
ID23875A (id) 2000-05-25
CN1261428A (zh) 2000-07-26
CH694000A5 (de) 2004-05-28
WO1999001706A1 (en) 1999-01-14
GB2344414A (en) 2000-06-07
AU8167998A (en) 1999-01-25
FI19992789A (fi) 1999-12-27
TR199903337T2 (xx) 2000-04-21
CZ299017B6 (cs) 2008-04-02
RU2194930C2 (ru) 2002-12-20
SK178699A3 (en) 2000-11-07
RO120220B1 (ro) 2005-10-28
UA48312C2 (uk) 2002-08-15
NO996557L (no) 2000-02-21
MY114067A (en) 2002-07-31
SE9904584D0 (sv) 1999-12-15
ES2214919B1 (es) 2005-08-01
EP0993585A4 (en) 2002-05-15
CO5040203A1 (es) 2001-05-29
NO996557D0 (no) 1999-12-29
OA11270A (en) 2003-07-30
JP4544654B2 (ja) 2010-09-15
GB9930048D0 (en) 2000-02-09
PL189829B1 (pl) 2005-09-30
CZ9904560A3 (en) 2001-05-16
CA2293590A1 (en) 1999-01-14
AU735706B2 (en) 2001-07-12
TW366409B (en) 1999-08-11
KR20010014370A (ko) 2001-02-26
NZ502041A (en) 2001-06-29
ATA908298A (de) 2005-08-15
TNSN98117A1 (fr) 2000-12-29
GB2344414B (en) 2001-07-25
PE43199A1 (es) 1999-05-25
AT413600B (de) 2006-04-15
DZ2543A1 (fr) 2003-02-08
HUP0003943A2 (hu) 2001-06-28
BG103999A (bg) 2000-12-29
SE9904584L (sv) 1999-12-15
BR9810069A (pt) 2000-09-05
DK199901814A (da) 1999-12-17
EP0993585A1 (en) 2000-04-19
ES2214919A1 (es) 2004-09-16
NO314960B1 (no) 2003-06-16
IL133336A0 (en) 2001-04-30
CN1171063C (zh) 2004-10-13
GEP20022623B (en) 2002-01-25
CA2293590C (en) 2007-07-24
US5956971A (en) 1999-09-28
DE19882493T1 (de) 2000-08-24
SE521587C2 (sv) 2003-11-18
PL337614A1 (en) 2000-08-28
AR015910A1 (es) 2001-05-30
IL133336A (en) 2003-05-29
KR100338881B1 (ko) 2002-05-30
HUP0003943A3 (en) 2003-10-28
JP2002508057A (ja) 2002-03-12
YU70599A (sh) 2001-05-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BG63828B1 (bg) Методи за втечняване на природен газ, съдържащ поне един замръзващ компонент
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
KR100338880B1 (ko) 천연 가스의 액화를 위한 다중 성분 냉동 방법
US6053007A (en) Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
US6016665A (en) Cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas
RU2224961C2 (ru) Способ удаления летучих компонентов из природного газа
US6539747B2 (en) Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
CN101108977A (zh) 在液化天然气制备中的一体化ngl回收
CN1324440A (zh) 将加压液态天然气的加压气化气再液化的方法
OA11273A (en) Riser or Hybrid Column for Fluid Transfer
JP2004536176A (ja) メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法
MXPA99011351A (en) Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas