BRPI0309989B1 - Método e sistema para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de líquidos de gás natural - Google Patents

Método e sistema para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de líquidos de gás natural Download PDF

Info

Publication number
BRPI0309989B1
BRPI0309989B1 BRPI0309989-0A BRPI0309989A BRPI0309989B1 BR PI0309989 B1 BRPI0309989 B1 BR PI0309989B1 BR PI0309989 A BRPI0309989 A BR PI0309989A BR PI0309989 B1 BRPI0309989 B1 BR PI0309989B1
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
stream
natural gas
gas
liquid
heat exchange
Prior art date
Application number
BRPI0309989-0A
Other languages
English (en)
Inventor
G. Mccartney Daniel
Original Assignee
Black & Veatch Pritchard, Inc.
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 Black & Veatch Pritchard, Inc. filed Critical Black & Veatch Pritchard, Inc.
Publication of BRPI0309989B1 publication Critical patent/BRPI0309989B1/pt

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
    • F25J3/0204—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
    • F25J3/0214—Liquefied natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/035—Propane butane, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/036—Very high pressure, i.e. above 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0171—Arrangement
    • F17C2227/0178—Arrangement in the vessel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/01—Purifying the fluid
    • F17C2265/015—Purifying the fluid by separating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/07—Generating electrical power as side effect
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals
    • 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
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • 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
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons

Landscapes

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

Abstract

"método para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de líquidos de gás natural". sistema e processo para vaporização de gás natural liquefeito (gnl) e separação de líquidos de gás natural do gnl. o processo vaporiza o gnl para produzir gás natural que vai de encontro às especificações de dutos ou outras especificações comerciais. o processo, em algumas concretizações, usa um sistema de geração de energia em ciclo fechado.

Description

(54) Título: MÉTODO E SISTEMA PARA VAPORIZAÇÃO DE GÁS NATURAL LIQUEFEITO E RECUPERAÇÃO DE LÍQUIDOS DE GÁS NATURAL (51) lnt.CI.: F25J 3/02 (30) Prioridade Unionista: 13/05/2002 US 60/379,687, 24/07/2002 US 10/202,568 (73) Titular(es): BLACK &VEATCH PRITCHARD, INC.
(72) Inventor(es): DANIEL G. MCCARTNEY
1/17
MÉTODO E SISTEMA PARA VAPORIZAÇÃO DE GÁS NATURAL LIQUEFEITO E RECUPERAÇÃO DE LÍQUIDOS DE GÁS NATURAL
PEDIDOS RELACIONADOS [1] O presente pedido é intitulado a, e aqui reivindica o benefício da data de depósito do Pedido Provisório U.S. No. 60/379.687, depositado em 13/05/02, intitulado REVAPORIZAÇÃO DE GNL EM UM TERMINAL RECEPTOR CONDICIONANDO A QUALIDADE DO GÁS E RECUPERANDO ENERGIA, por Daniel G. McCartney.
CAMPO DA INVENÇÃO [2] A presente invenção se refere a um processo para a separação de líquidos de gás natural de gás natural liquefeito (GNL) e uso de GNL em baixa temperatura para produzir energia. O processo também vaporiza o GNL para produzir gás natural que vai de acordo com as especificações de dutos.
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO [3] É bem sabido que o GNL, em muitos casos, quando vaporizado, não está de acordo com o duto ou outras especificações comerciais. O gás natural resultante pode ter um valor de aquecimento inaceitavelmente elevado, o que pode requerer diluição do gás natural com materiais tal como nitrogênio. A separação de nitrogênio do ar para produzir esse diluente adiciona um custo ao gás natural. Alternativamente, líquidos de gás natural podem ser removidos do GNL para produzir gás natural tendo um valor de aquecimento dentro das especificações para um duto. Os líquidos de gás natural (LGNs) compreendem, tipicamente, hidrocarbonetos contendo dois ou mais átomos de carbono. Tais materiais são etano, propano, butanos e, em alguns casos, possivelmente pequenas quantidades de pentanos ou hidrocarbonetos superiores. Esses materiais são, geralmente, referidos aqui como materiais C2+. Esses materiais não apenas adicionam valor de aquecimento ao gás natural, o que pode aumentar seu valor de aquecimento além dos limites da especificação, mas eles também têm um maior valor, em si, como materiais distintamente negociáveis. É desejável, em muitos casos, separar esses materiais do gás
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 8/30
2/17 natural antes da vaporização do mesmo para distribuição a um duto ou para outro uso comercial.
[4] Em muitos casos, no passado, o GNL era vaporizado simplesmente através da queima de uma parte do GNL vaporizado para produzir o calor para vaporizar o restante do GNL e produzir gás natural. Outros sistemas de troca de calor também foram usados.
[5] Esses sistemas requerem o consumo substancial de energia, a qual pode ser produzida conforme indicado pelo consumo de uma parte do produto para vaporização, para destilação, para a produção de nitrogênio, para uso como um diluente, e semelhantes.
[6] Conseqüentemente, um esforço considerável tem sido dirigido ao desenvolvimento de processos os quais são mais eficazes para realizar esse objetivo.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO [7] De acordo com a presente invenção, descobriu-se que GNL é prontamente vaporizado e LGNs removidos do mesmo através de um processo compreendendo: vaporização de pelo menos uma grande parte de uma corrente de gás natural liquefeito para produzir uma corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizada; fracionamento da corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizada para produzir uma corrente de gás e uma corrente de líquidos de gás natural; compressão da corrente de gás para aumentar a pressão da corrente de gás em cerca de 344,7 kPa a cerca de 1034,2 kPa (50 a cerca de 150 psi) para produzir uma corrente de gás comprimido e resfriamento da corrente de gás comprimido através da troca de calor com a corrente de gás natural liquefeito para produzir uma corrente de gás comprimido líquido; bombeamento da corrente de gás comprimido líquido para produzir uma corrente de líquido em alta pressão em uma pressão de cerca de 5620 kPa a cerca de 375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig); vaporização da corrente de líquido em alta pressão para produzir um gás
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 9/30
3/17 natural condicionado adequado para distribuição em dutos ou para uso comercial; e recuperação dos líquidos de gás natural.
[8] Descobriu-se ainda que o GNL pode ser vaporizado, os LGNs podem ser recuperados e energia substancial pode ser recuperada do processo de vaporização e separação através da vaporização de pelo menos uma grande parte de uma corrente do gás natural liquefeito para produzir uma corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizada; fracionamento da corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizada para produzir uma corrente de gás e uma corrente de líquidos de gás natural; compressão da corrente de gás para aumentar a pressão da corrente de gás em cerca de 345 kPa a cerca de 1035 kPa (cerca de 50 psi a cerca de 150 psi) para produzir uma corrente de gás comprimido e resfriamento da corrente de gás comprimido através da troca de calor com a corrente de gás natural liquefeito para produzir uma corrente de gás comprimido líquido; bombeamento da corrente de gás comprimido líquido para produzir uma corrente de líquido em alta pressão em uma pressão de cerca de 5620 kPa a cerca de 8375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig); vaporização da corrente de líquido em alta pressão para produzir um gás natural condicionado adequado para distribuição em uma tubulação ou para uso comercial; recuperação dos líquidos de gás natural; passagem de pelo menos uma primeira parte e uma segunda parte de um fluido de troca térmica gasoso em contato para troca de calor com pelo menos uma das correntes de gás natural liquefeito e corrente de líquido em alta pressão para produzir um fluido de troca térmica líquido; bombeamento do fluido de troca térmica líquido para produzir um fluido de troca térmica líquido em alta pressão; aquecimento do fluido de troca térmica líquido em alta pressão para vaporizar o fluido de troca térmica liquido em alta pressão para produzir um fluido de troca térmica gasoso em alta pressão; acionamento de um expansor e gerador de energia elétrica com o fluido de troca térmica gasoso em alta pressão para produzir energia elétrica e o fluido de troca térmica gasoso; e reciclagem do fluido de troca térmica gasoso para troca de
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 10/30
4/17 calor com pelo menos uma das correntes de gás natural liquefeito e corrente de líquido em alta pressão.
[9] Descobriu-se ainda que o GNL pode ser vaporizado com a recuperação de LGNs e condicionado para distribuição em tubulação ou para uso comercial através de um processo compreendendo: vaporização de pelo menos uma grande parte de uma corrente de gás natural liquefeito para produzir uma corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizado; separação da corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizado em uma corrente de gás e uma corrente de líquido; compressão da corrente de gás para aumentar a pressão da corrente de gás em cerca de 345 kPa a cerca de 1035 kPa (cerca de 50 psi a cerca de 150 psi) para produzir uma corrente de gás comprimido; fracionamento da corrente de líquido em uma pressão maior do que a pressão da corrente de gás comprimido para produzir uma corrente de gás de topo (overhead gas stream) e uma corrente de líquidos de gás natural; recuperação de pelo menos uma parte da corrente de líquidos de gás natural; combinação da corrente de gás de topo com a corrente de gás comprimido para produzir uma corrente de gás combinada; resfriamento da corrente de gás combinada através da troca de calor com a corrente de gás natural liquefeito para produzir uma corrente de líquido; bombeamento da corrente de líquido para produzir uma corrente de líquido em alta pressão em uma pressão de cerca de 5620 kPa a cerca de 8375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig); e vaporização da corrente de líquido em alta pressão para produzir uma corrente de gás natural condicionado adequada para distribuição em tubulações ou para uso comercial.
[10] Descobriu-se ainda que o gás natural pode ser vaporizado, os LGNs recuperados e o gás natural resultante da vaporização do GNL pode ser condicionado para distribuição em tubulações ou para uso comercial com a geração de energia elétrica simultaneamente através da vaporização de pelo menos uma grande parte da corrente de gás natural liquefeito para produzir uma corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizado; separação
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 11/30
5/17 da corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizado em uma corrente de gás e uma corrente de líquido; compressão da corrente de gás para aumentar a pressão da corrente de gás em cerca de 345 kPa a cerca de 1035 kPa (cerca de 50 psi a cerca de 150 psi) para produzir uma corrente de gás comprimido; fracionamento da corrente de líquido em uma pressão maior do que a pressão da corrente de gás comprimido para produzir uma corrente de gás de topo e uma corrente de líquidos de gás natural; recuperação da corrente de líquidos de gás natural; combinação da corrente de gás de topo com a corrente de gás comprimido para produzir uma corrente de gás combinada; resfriamento da corrente de gás combinada através da troca de calor com a corrente de gás natural liquefeito para produzir uma corrente de líquido; bombeamento da corrente de líquido para produzir uma corrente de líquido em alta pressão em uma pressão de cerca de 5620 kPa a cerca de 8375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig); vaporização da corrente de líquido em alta pressão para produzir uma corrente de gás natural condicionado; passagem de pelo menos uma de uma primeira parte e uma segunda parte de um fluido de troca térmica gasoso em contato para troca de calor com pelo menos uma da corrente de gás liquefeito natural e da corrente de líquido em alta pressão para esfriar o fluido de troca térmica gasoso para produzir um fluido de troca térmica líquido; aquecimento do fluido de troca térmica líquido em alta pressão para uma temperatura para vaporizar o fluido de troca térmica líquido em alta pressão para produzir um fluido de troca térmica gasoso em alta pressão; acionamento de um expansor e um gerador de energia elétrica com o fluido de troca térmica gasoso em alta pressão para produzir energia elétrica e o fluido de troca térmica gasoso; e reciclagem do fluido de troca térmica gasoso para troca de calor com pelo menos uma da corrente de gás natural liquefeito e da corrente de líquido em alta pressão.
[11] Ainda, a presente invenção compreende: uma tubulação com entrada de gás natural liquefeito em comunicação de fluido com uma fonte de gás natural liquefeito e um primeiro trocador de calor; uma coluna de destilação
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 12/30
6/17 em comunicação de fluido com o primeiro trocador de calor e tendo uma saída de vapor gasoso e uma saída de líquidos de gás natural; um compressor em comunicação de fluido com a saída de vapor gasoso e uma saída de gás comprimido; uma tubulação em comunicação de fluido com a saída de gás comprimido e o primeiro trocador de calor; e uma bomba em comunicação de fluido com o primeiro trocador de calor e um segundo trocador de calor.
[12] A invenção ainda compreende: uma tubulação de entrada de gás natural liquefeito em comunicação de fluido com uma fonte de gás natural liquefeito e um primeiro trocador de calor tendo uma saída de gás natural liquefeito aquecido; um vaso separador em comunicação de fluido com o primeiro trocador de calor e tendo uma saída de separação de gás e uma saída de separação de líquidos; uma bomba em comunicação de fluido com a saída de separação de líquidos e tendo uma saída de líquido em alta pressão; uma coluna de destilação em comunicação de fluido com a saída de líquido em alta pressão da bomba e tendo uma saída de gás de topo e uma saída de líquidos de gás natural; um compressor em comunicação de fluido com a saída de separação de gás e uma saída de gás comprimido; uma tubulação em comunicação de fluido com a saída de gás comprimido e a saída de gás de topo para combinar o gás comprimido e o gás de topo para produzir uma corrente de gás combinada e passar a corrente de gás combinada para o primeiro trocador de calor para produzir uma corrente de líquida de gás combinado em alta pressão; e uma bomba em comunicação de fluido com o primeiro trocador de calor e um segundo trocador de calor, o segundo trocador de calor sendo adaptado para vaporizar, pelo menos parcialmente, a corrente de líquidos de gás combinado em alta pressão.
[13] A invenção ainda compreende, opcionalmente, o uso de um sistema de trocador de calor em ciclo fechado, em troca térmica com pelo menos uma das correntes carregadas de GNL para o processo e um produto de GNL condicionado do processo.
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 13/30
7/17
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [14] A Figura 1 divulga um processo da técnica anterior para vaporização de gás natural liquefeito;
[15] A Figura 2 divulga uma concretização da presente invenção;
[16] A Figura 3 divulga um sistema de geração de energia em ciclo fechado para uso junto com determinadas concretizações da presente invenção;
[17] A Figura 4 divulga uma concretização do processo conforme mostrado na Figura 1, incluindo o sistema de geração de energia em ciclo fechado mostrado na Figura 3;
[18] A Figura 5 mostra uma concretização alternativa da presente invenção; e [19] A Figura 6 divulga uma concretização do processo conforme mostrado na Figura 5, incluindo um sistema de geração de energia em ciclo fechado.
DESCRIÇÃO DAS CONCRETIZAÇÕES PREFERIDAS [20] Na descrição das Figuras, os mesmos números serão usados para se referir aos mesmos ou a componentes similares. Ainda, nem todos os trocadores de calor, válvulas e semelhantes necessários para a realização do processo são mostrados, uma vez que considera-se que esses componentes são conhecidos por aqueles habilitados na técnica.
[21] Na Figura 1, um sistema da técnica anterior para vaporização de GNL é mostrado. Tipicamente, o processo para vaporização de GNL é baseado sobre um sistema em que o GNL é distribuído, por exemplo, através de um navio no mar, mostrado em (12), via uma tubulação (14) para um tanque (10). O tanque (10) é um tanque criogênico conforme conhecido por aqueles habilitados na técnica para armazenamento de GNL. O GNL podería ser proporcionado através de um processo localizado adjacente ao tanque (10), através de uma tubulação ou qualquer outro meio adequado para o tanque (10). O GNL, conforme distribuído, é, inevitavelmente, submetido a alguma
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 14/30
8/17 perda por vaporização do gás, conforme mostrado na tubulação (94). Essa perda de gás (off gas) é, tipicamente, recomprimido em um compressor (96) acionado por uma fonte de energia, mostrado como um motor (98). A fonte de energia pode ser uma turbina a gás, um motor a gás, um motor, uma turbina a vapor, um motor elétrico ou semelhante. Conforme mostrado, o gás comprimido é passado para um condensador do tipo “boil off gas” (102), onde ele é condensado, conforme mostrado, através de passagem de uma quantidade de GNL via uma tubulação (106) para o condensador do tipo “boil off’ (102) onde gás o recuperado, o qual agora está em pressão aumentada, é combinado com a corrente de GNL para produzir uma corrente de GNL completamente líquido recuperado através de uma tubulação (104).
[22] Conforme mostrado, uma bomba interior ao tanque (18) é usada para bombear o GNL do tanque (10), o qual está, tipicamente, em uma temperatura de cerca de -143°C a cerca de -165°C (cerca de -255°F a cerca de -265°F) e uma pressão de cerca de 14-34kPa (2-5 psig), através de uma tubulação (16) para uma bomba (22). A bomba (18) bombeia, tipicamente, o GNL através de uma tubulação (16) em uma pressão de cerca de cerca de 345 kPa a cerca de 1035 kPa (cerca 50 psi a cerca de 150 psi) substancialmente na temperatura na qual o GNL é armazenado no tanque (10). A bomba (22) descarrega, tipicamente, o GNL em uma tubulação (24) em uma pressão adequada para distribuição a um duto. Tais pressões são, tipicamente, de cerca de 5620 kPa a cerca de 8375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig), embora essas especificações possam variar de um duto para outro. A corrente de GNL na tubulação (24) é passada para um ou mais trocadores de calor, mostrado como trocadores de calor (26) e (30), para vaporização.
[23] Conforme mostrado, os trocadores de calor (26) e (30) são usados para vaporizar o GNL com uma tubulação (28) proporcionando comunicação de fluido entre esses trocadores de calor. O gás natural vaporizado é passado via uma tubulação (32) para distribuir a um duto ou para outro uso comercial. Tipicamente, o gás é distribuído em uma pressão de cerca de 5620 kPa a
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 15/30
9/17 cerca de 8375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig) ou conforme requerido pelo duto aplicável ou outras especificações comerciais. Tipicamente, a temperatura requerida é cerca de -1°C a cerca de 10°C (cerca de 30°F a cerca de 50°F), embora essa também possa variar.
[24] Os trocadores de calor (26) e (30) podem ser de qualquer tipo adequado. Por exemplo, água ou ar podem ser usados como um meio trocador de calor ou um ou ambos esses trocadores de calor podem ser unidades aquecidas ou semelhante. Tais variações são bem conhecidas por aqueles habilitados na técnica.
[25] Conforme será observado, se é requerido usar um trocador de calor aquecido, uma parte de algum combustível deve ser usado para aquecer o trocador de calor. Também será observado que não existe oportunidade no processo convencional de vaporização para ajustar o valor de aquecimento do gás natural produzido pela vaporização do GNL. Em outras palavras, se o GNL contém LGNs os quais frequentemente ocorrem no gás natural em quantidades de pelo menos 3 a cerca de 18 por cento em peso, então, isso pode fazer com que o gás natural resultante tenha valores de aquecimento maiores do que o permissível no duto aplicável ou outras especificações e, como um resultado, pode ser requerido que o gás natural seja diluída com um gás inerte de algum tipo. Conforme observado anteriormente, nitrogênio é frequentemente usado para essa finalidade, mas é requerido que o nitrogênio seja separado de outros componentes do ar com os quais ele normalmente está misturado.
[26] Na Figura 2, uma concretização da presente invenção é mostrada. Nessa concretização, o GNL é, tipicamente, bombeado para uma pressão de cerca de 345 kPa a cerca de 1034 kPa (cerca de 50 a cerca de 150 psig) pela bomba (18) com a pressão sendo aumentada para de cerca de 1379 kPa a cerca de 3448 kPa (cerca de 200 psig a cerca de 500 psig) através de uma bomba (37) e passada para um primeiro trocador de calor (34). O uso da bomba (37) é opcional se pressão suficiente está disponível da bomba (18). Uma tubulação (16) transporta o GNL da bomba (18) para um vaso de
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 16/30
10/17 destilação (38). Um trocador de calor (34) e um segundo trocador de calor (36) estão posicionados na tubulação (16) e uma bomba (37) pode também estar posicionada na tubulação (16), na frente dos trocadores de calor, se requerido, para aumentar a pressão da corrente de GNL. Os trocadores de calor (34) e (36) podem ser combinados em um único trocador de calor se desejado. Na torre de destilação (38), um refervedor (40) compreendendo um trocador de calor (44) e uma tubulação (42) formando um ciclo fechado para a torre de destilação é usado para facilitar as operações de destilação. LGNs compreendendo hidrocarbonetos C2+ são recuperados através de uma tubulação (46). Líquidos de gás natural podem conter hidrocarbonetos leves, tais como etano (C2), propano (C3), butano (C4), pentano (C5) e possivelmente pequenas quantidades de hidrocarbonetos leves mais pesados. Em alguns casos, pode ser desejado recuperar tais hidrocarbonetos leves como todos os hidrocarbonetos leves mais pesados do que o metano (C2+) ou mais pesados do que o etano (C3+) ou semelhante. A presente invenção é discutida aqui com referência à recuperação de etano e hidrocarbonetos mais pesados (C2+), embora seja reconhecido que outras frações poderíam ser selecionadas para recuperação, se desejado.
[27] A temperatura do GNL recuperado pode variar amplamente, mas é, tipicamente, de cerca de -32°C a cerca de 4°C (cerca de -25°F a cerca de 40°F). A pressão é substancialmente a mesma que no vaso de destilação (38).
[28] O vaso de destilação (38) opera, tipicamente, em uma pressão de cerca de 517 kPa a cerca de 1551 kPa (cerca de 75 a cerca de 225 psig). No topo do vaso, a temperatura é, tipicamente, de cerca de -68°C a cerca de 101°C (cerca de -90°F a cerca de -150°F) e uma corrente de gás compreendendo primariamente metano é recuperada e passada para um compressor (50), o qual é suprido por um motor (52) de qualquer tipo para produzir um aumento de pressão na corrente recuperada através da tubulação (48) de cerca de 345 kPa a cerca de 1035 kPa (cerca de 50 psi a cerca de 150 psi). Essa corrente é, então, passada via uma tubulação (54) através do
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 17/30
11/17 trocador de calor (34), onde ela é esfriada para uma temperatura de cerca de 107°C a cerca de -143°C (cerca de -160°F a cerca de -225°F) em uma pressão de cerca de 517 kPa a cerca de 2068 kPa (cerca de 75 a cerca de 300 psig). Nessas condições, essa corrente é líquida. Essa corrente líquida é, então, prontamente bombeada pela bomba (22) em uma pressão adequada para distribuição a uma tubulação (tipicamente cerca de 5620 kPa a cerca de 8375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig)) e descartada como uma corrente líquida através da tubulação (24). Essa corrente é, então, vaporizada por meio de passagem da mesma através dos trocadores de calor (26) e (30), os quais são conectados por uma tubulação (28) para produzir um gás natural condicionado na tubulação (32), o qual está a cerca de 5620 kPa a cerca de 8375 kPa (cerca de 800 psig a cerca de 1200 psig) e uma temperatura de cerca de -1°C a cerca de 10°C (cerca de 30°F a cerca de 50°F).
[29] Através desse processo, o gás natural separado na torre de destilação (38) é reliquefeito através de uso do compressor (50) e do trocador de calor (34), de modo que o gás recuperado, do qual os LGNs tenham sido removidos, é prontamente bombeado por uma bomba para líquidos em uma pressão adequada para descarregar em um duto ou para outro uso comercial que requer uma pressão similar. Evidentemente, o processo pode ser usado para produzir o gás natural produto em substancialmente qualquer temperatura e pressão desejadas. O processo tem eficácia considerável através da capacidade de usar uma bomba para pressurizar o gás natural líquido a partir do qual os LGNs tenham sido removidos como um líquido ao invés de requerer compressão de uma corrente de gás.
[30] Na Figura 3, um sistema em ciclo fechado é mostrado. Esse sistema é usado com pelo menos um dos trocadores de calor (26) e (36), conforme mostrado na Figura 2. Um meio de troca térmica gasoso, o qual pode ser um gás hidrocarboneto leve, tal como etano ou gases de hidrocarboneto leve misturados, é passado em uma temperatura de cerca de -73°C a cerca de -57°C (cerca de -100°F a cerca de -70°F) e uma pressão de cerca de 172 kPa
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 18/30
12/17 a cerca de 517 kPa (cerca de 25 a cerca de 75 psig) através de uma tubulação (78) para as tubulações (58) e (62) e, então, para os trocadores de calor (36) e (26), respectivamente. Nesses trocadores de calor, ambos os quais são usados para aquecer correntes de hidrocarboneto leve líquidas ou semi-líquidas, a corrente gasosa carregada através da tubulação (78) é convertida em um líquido e é recuperada através das tubulações (60) e (64) em uma temperatura de cerca de -57°C a cerca de -73°C (cerca de -70°F a cerca de -100°F) e uma pressão de cerca de 172 kPa a cerca de 517 kPa (cerca de 25 psig a cerca de 75 psig).
[31] Em essência, a troca térmica nos trocadores (26) e (36) aqueceu as correntes passadas através dos trocadores de calor (26) e (36) através da quantidade de calor latente requerida para condensar a corrente gasosa passada através da tubulação (78). Essa corrente recuperada das tubulações (60) e (64) é, então, passada para a bomba (66), onde ela é bombeada em uma pressão de cerca de 1723 kPa a cerca de 2758 kPa (cerca de 250 psig a cerca de 400 psig) para produzir uma corrente de líquido a qual é passada para um trocador de calor (70), onde ela é aquecida para uma temperatura de cerca de -18°C a cerca de 10°C (cerca de 0°F a cerca de 50°F) e é vaporizada em uma pressão de cerca de 1723 kPa a cerca de 2758 kPa (cerca de 250 psig a cerca de 400 psig). O trocador de calor (70) pode ser suprido com calor através de ar, água, um vaporizador aquecido ou semelhante. A corrente gasosa recuperada do trocador de calor (70) via uma tubulação (72) é, então, passada para um turbo-expansor (74), o qual aciona um gerador elétrico (76). A corrente descarregada do compressor (74) na tubulação (78) está nas condições de temperatura e pressão desejadas descritas anteriormente. Alternativamente, o meio de troca térmica pode ser passado para um dos trocadores de calor (26) ou (36) através do uso de válvulas (59) e (61) nas tubulações (58) e (62), respectivamente, conforme mostrado na Figura 4.
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 19/30
13/17 [32] Através do uso desse sistema de troca térmica em ciclo fechado, energia elétrica substancial é gerada pelo gerador (76). A energia gerada se aproxima dos requisitos de energia para a operação do processo.
[33] Na Figura 4, o processo em ciclo fechado é conforme mostrado na Figura 3, mas é mostrado em combinação com as etapas de processo mostradas na Figura 2. As condições de temperatura e pressão anteriormente mostradas são aplicáveis à Figura 4 também, para o sistema em ciclo fechado e para as outras etapas de processo. Através de uso do processo mostrado na Figura 2, eficácia considerável é obtida no condicionamento de GNL para distribuição a um duto ou outro uso comercial. Especificamente, os componentes do LGN são prontamente removidos e através do uso da etapa de compressão com a corrente de gás de topo do vaso de destilação (38), os gases mais leves recuperados após remoção dos LGNs são prontamente liquefeitos e bombeados em uma pressão desejada através do uso de uma bomba ao invés de através de compressão de uma corrente gasosa nas pressões elevadas requeridas nos dutos. A capacidade de pressurizar essa corrente como um líquido ao invés de um gás é obtida primariamente através do uso do compressor sobre a corrente de gás de topo do vaso de destilação em combinação com a reciclagem dessa corrente para liquefação pelo trocador de calor com o GNL passado para a coluna de destilação (38).
[34] Na variação do processo mostrada na Figura 4, todas essas vantagens são obtidas e, além disso, é mostrado que o uso do sistema de geração de energia/trocador de calor em ciclo fechado gera energia através de uso da energia da corrente de GNL. Esse processo resulta em maior eficácia do que o processo mostrado na Figura 2, uma vez que ele resulta na produção de energia elétrica, a qual pode ser usada para operação do processo. Mesmo se energia suficiente não é produzida para operar o processo, ele resulta em grande redução da demanda de energia de fontes laterais.
[35] Na Figura 5, uma variação da presente invenção é mostrada. Nessa concretização, o GNL é passado para um trocador de calor (34) (um
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 20/30
14/17 segundo trocador de calor (36) conforme mostrado na Figura 6 também poderia ser usado) a partir do qual ele é descarregado em uma temperatura de aproximadamente -101°C a cerca de -123°C (-150°F a cerca de -190°F) e passado para um vaso de separação (86) via uma tubulação (84). O gás de topo do vaso de separação (86) é passado via uma tubulação (94) para compressão em um compressor (50) em que a pressão é aumentada em aproximadamente 345 kPa a 1035 kPa (cerca de 50 psi a 150 psi). A pressão na tubulação (54) após compressão no compressor (50) é, tipicamente, de cerca de 690 kPa a cerca de 2068 kPa (cerca de 100 psig a cerca de 300 psig). Isso possibilita o retorno do gás do tanque (86) via a tubulação (54) para o trocador de calor (34) para liquefação. Os líquidos recuperados do separador (86) são passados via uma tubulação (88) para uma bomba (90) a partir da qual eles são passados via uma tubulação (92) para o vaso de destilação (38). O vaso de destilação (38) funciona conforme descrito anteriormente para separar LGNs, os quais são recuperados através de uma tubulação (46) e produzir uma corrente de gás de topo, a qual compreende primariamente o metano. Essa corrente gasosa é recuperada através da tubulação (48) e passada para combinação com a corrente de gás na tubulação (54). As correntes combinadas são, então, liquefeitas no trocador de calor (34) e são passadas em uma temperatura de cerca de -107°C a cerca de -143°C (cerca de -160°F a cerca de -225°F) a cerca de 517 kPa a cerca de 2068 kPa (cerca de 75 psig a cerca de 300 psig) para a bomba (22). A bomba (22) descarrega uma corrente de líquido em uma pressão adequada para descarga em um duto ou para outro uso comercial através de uma tubulação (24) com a corrente de líquido sendo vaporizada no trocador de calor (26).
[36] Conforme discutido anteriormente, o trocador de calor (26) pode ser um trocador de calor aquecido ou pode ser suprido com ar, água ou outro material para troca térmica adequado para vaporizar a corrente de GNL. A corrente vaporizada é, então, descarregada através de uma tubulação (32) em condições adequadas para distribuição a um duto ou para outro uso comercial.
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 21/30
15/17 [37] Na Figura 6, uma variação do processo da Figura 5 é mostrada, onde um sistema em ciclo fechado, conforme descrito anteriormente junto com a Figura 3, está presente. Esse sistema em ciclo fechado é usado junto com pelo menos um dos trocadores de calor (26) e (36). Nessa concretização, dois trocadores de calor são usados, isto é, os trocadores de calor (26) e (36), para vaporizar a corrente de líquido na tubulação (56). O gás natural condicionado ainda é produzido nas condições do duto, mas energia é produzida via o gerador (76) para auxiliar no suprimento dos requisitos de energia do processo. Conforme observado anteriormente, o sistema em ciclo fechado pode ser usado com um ou ambos os trocadores de calor (26) e (36) para uso das válvulas (59) e (61), nas tubulações (58) e (62), respectivamente.
[38] Conforme anteriormente descrito, o processo é mais eficaz do que os processos da técnica anterior pelo fato de que ele possibilita a compressão do gás natural após separação dos LGNs em uma pressão adequada para descarga em um duto ou semelhante como um líquido ao invés de como uma fase gasosa. Ainda, o uso do sistema de recuperação de energia em ciclo fechado resulta na recuperação de valores de energia substanciais a partir da energia contida na corrente de GNL.
[39] A descrição precedente do equipamento e processo é considerada como sendo suficiente para permitir que aqueles habilitados na técnica pratiquem o processo. Muitas características de várias das unidades não foram discutidas em detalhes, uma vez que unidades desse tipo são bem conhecidas por aqueles habilitados na técnica. A combinação de características na presente invenção resulta em aperfeiçoamento substanciais na eficácia do processo, devido à compressão da corrente de gás separada do vaso de destilação e devido à recuperação de energia através de uso do sistema em ciclo fechado.
[40] É particularmente observado na Figura 2 que a bomba (37) é opcional e, em muitos casos, pode não ser requerida. Especificamente, se a
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 22/30
16/17 pressão na tubulação (16) é suficientemente elevada, não haverá necessidade de uma bomba (37).
[41] O vaso de destilação (38) é de qualquer tipo adequado eficaz para obtenção de separação de componentes de diferentes pontos de ebulição. A torre pode ser uma coluna acondicionada, pode usar tampas de bolha ou outros dispositivos de contato de gás/líquido e semelhantes. A coluna é, desejavelmente, de uma capacidade de separação suficiente para resultar em separação dos líquidos de gás natural em uma eficácia de separação desejada. Ainda, muitas das temperaturas e pressões discutidas aqui são relacionadas ao uso do vaso de destilação (38) para separar LGNs C2+. Em alguns casos, pode ser desejável separar LGNs C3+ e, em alguns casos, mesmo LGNs C4+. Embora seja considerado mais provável que LGNs C2+ sejam separados, o processo é suficientemente flexível para permitir variações nos LGNs específicos, os quais têm de ser separados. A separação de diferentes frações de LGN poderia afetar as temperaturas mencionadas acima, embora acreditase que, geralmente, as condições de temperatura e pressão estabelecidas acima serão eficazes com substancialmente qualquer separação de LGNs desejada.
[42] Também é observado que os LGNs podem variar substancialmente em diferentes correntes de GNL. Por exemplo, correntes recuperadas de algumas partes do mundo têm, tipicamente, cerca de 3 a 9 por cento em peso de LGNs contidos nas mesmas. Correntes de GNL de outras partes do mundo podem conter, tipicamente, tanto quanto 15 a 18 por cento em peso de LGNs. Isso é uma diferença significativa e pode afetar radicalmente o valor de aquecimento do gás natural. Como um resultado, é necessário, conforme discutido acima, em muitos casos, diluir o gás natural com um material inerte ou remover líquidos de gás natural do GNL. Ainda, conforme observado acima, a remoção dos LGNs resulta na produção de um produto valioso, uma vez que esses materiais frequentemente são de maior valor como LGNs do que como uma parte da corrente de gás natural.
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 23/30
17/17 [43] Tendo assim descrito a invenção através de referência a algumas de suas concretizações preferidas, é respeitosamente salientado que as concretizações descritas aqui são de natureza ilustrativa ao invés de limitativa e que muitas variações e modificações são possíveis dentro do escopo da presente invenção.
Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 24/30
1/5

Claims (11)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Método para vaporização de gás natural liquefeito, recuperação de líquidos de gás natural do gás natural liquefeito e condicionamento do gás natural liquefeito para distribuição em duto ou para uso comercial, o método caracterizado pelo fato de compreender:
    a) vaporização de pelo menos uma parte de uma corrente de gás natural liquefeito (16) para produzir uma corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizado (16, 84);
    b) fracionamento ou separação de pelo menos uma porção da corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizado (16, 84) para produzir uma corrente de gás (48, 94) e uma corrente de líquidos de gás natural (46, 88);
    c) (i) compressão da corrente de gás (48) obtido por fracionamento na etapa b) para aumentar a pressão da corrente de gás (48) à cerca de 345 kPa a cerca de 1035 kPa (cerca de 50 a cerca de 150 psi) para produzir uma corrente de gás comprimido (54) e resfriamento da corrente de gás comprimido (54) através da troca térmica com a corrente de gás natural liquefeito (16) para produzir uma corrente de líquido (56); ou (ii) compressão da corrente de gás (94) obtido por separação na etapa b) para aumentar a pressão da corrente de gás (94) à cerca de 345 kPa a cerca de 1035 kPa (cerca de 50 a cerca de 150 psi) para produzir uma corrente de gás de pressão aumentada (54), fracionamento da porção de líquido (88) da corrente de gás natural pelo menos parcialmente vaporizado (84) a uma pressão maior que a pressão da corrente de gás de pressão aumentada (54) para produzir uma corrente de gás de topo (48), combinação da corrente de gás de pressão aumentada (54) e a corrente de gás de topo (48) para produzir uma corrente de gás comprimido e resfriamento da corrente de gás comprimido através da troca térmica com a corrente de gás natural liquefeito (16) para produzir uma corrente de líquido (56);
    Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 25/30
  2. 2/5
    d) bombeamento da corrente de líquido (56) para produzir uma corrente de líquido em alta pressão (24) em uma pressão de cerca de 5620 kPa a cerca de 8375 kPa (cerca de 800 a cerca de 1200 psig);
    e) vaporização da corrente de líquido em alta pressão (24) para produzir um gás natural condicionado (32) adequado para distribuição em duto ou para uso comercial; e
    f) recuperação de pelo menos uma parte dos líquidos de gás natural (46).
    2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os líquidos de gás natural (46) compreenderem C2+ hidrocarbonetos.
  3. 3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o método incluir:
    a) passagem de pelo menos uma de uma primeira parte (58) e uma segunda parte (62) de um fluido de troca térmica gasoso (78) em contato para troca de calor com pelo menos uma da corrente de gás natural liquefeito (16) e da corrente de líquido em alta pressão (24) para produzir um fluido de troca térmica líquido (60, 64);
    b) bombeamento do fluido de troca térmica líquido (60, 64) para produzir um fluido de troca térmica líquido em alta pressão (68);
    c) aquecimento do fluido de troca térmica líquido em alta pressão (68) para vaporizar o fluido de troca térmica líquido em alta pressão (68) para produzir um fluido de troca térmica gasoso em alta pressão (72);
    d) acionamento de um expansor (74) e gerador de energia elétrica (76) com o fluido de troca térmica gasoso em alta pressão (72) para produzir energia elétrica e o fluido de troca térmica gasoso (78); e
    e) reciclagem do fluido de troca térmica gasoso (78) para troca de calor com a pelo menos uma da corrente de gás natural liquefeito (16) e da corrente de líquido em alta pressão (24).
  4. 4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a primeira parte (58) do fluido de troca térmica gasoso (78) ser passada
    Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 26/30
    3/5 em contato para troca de calor com o gás natural liquefeito (16) e em que a segunda parte (62) do fluido de troca térmica gasoso (78) ser passado em contato para troca de calor com a corrente de líquido em alta pressão (24).
  5. 5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o fluido de troca térmica líquido em alta pressão (68) está a uma pressão de cerca de 1825 kPa a cerca de 2860 kPa (cerca de 250 psig a cerca de 400 psig).
  6. 6. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o fluido de troca térmica gasoso (78) está na temperatura de cerca de 57°C a cerca de -73°C (cerca de -70°F a cerca de -100°F).
  7. 7. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o fluido de troca térmica é o etano.
  8. 8. Sistema para vaporizar uma corrente de gás natural liquefeito, recuperação de líquidos de gás natural do gás natural liquefeito e condicionamento do gás natural liquefeito para distribuição em duto ou para uso comercial, o sistema caracterizado pelo fato de compreender:
    a) uma tubulação de entrada de gás natural liquefeito (16) em comunicação de fluido com uma fonte de gás natural liquefeito (10) e um primeiro trocador de calor (34);
    b) (i) uma coluna de destilação (38) em comunicação de fluido com o primeiro trocador de calor (34) e tendo uma saída de gás (48) e uma saída de líquidos de gás natural (46); um compressor (50) em comunicação de fluido com a saída de gás (48) e uma saída de gás comprimido; uma tubulação (54) em comunicação de fluido com a saída de gás comprimido para passar uma corrente de gás comprimido para o primeiro trocador de calor (34) para produzir uma corrente de líquido a qual é passada por uma saída de líquido (56) do primeiro trocador de calor (34); e uma bomba (22) em comunicação de fluido com a saída de líquido (56) do primeiro trocador de calor (34) e um segundo trocador de calor (26); ou
    Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 27/30
    4/5 (ii) vaso separador (86) em comunicação de fluido com o primeiro trocador de calor (34) e tendo uma saída de separação de gás (94) e uma saída de líquidos (88); uma bomba (90) em comunicação de fluido com a saída de líquidos (88) e tendo uma saída de líquidos em alta pressão (92); uma coluna de destilação (38) em comunicação de fluido com a saída de líquido em alta pressão (92) da bomba (90) e tendo uma saída de gás de topo (48) e uma saída de líquidos de gás natural (46); um compressor (50) em comunicação de fluido com a saída de separação de gás (94) e uma saída de gás comprimido; uma tubulação (54) em comunicação de fluido com a saída de gás comprimido e a saída de gás de topo (48) para combinar o gás comprimido e o gás de topo e passar as correntes combinadas para o primeiro trocador de calor (34) para produzir uma corrente de líquidos de gás combinada em alta pressão a qual é passada por uma saída de líquidos de gás combinada em alta pressão (56) do primeiro trocador de calor (34); e uma bomba (22) em comunicação de fluido com a saída de líquidos de gás combinada em alta pressão (56) do primeiro trocador de calor (34) e do segundo trocador de calor (26).
  9. 9. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de o sistema ainda compreender um sistema em ciclo fechado em contato para troca de calor com pelo menos um do segundo trocador de calor (26) e um terceiro trocador de calor (36) em contato para troca de calor com a corrente de gás natural liquefeito (16) e adaptado para aquecer as correntes de gás natural (24,16) em pelo menos um dos segundo e terceiro trocadores de calor (26, 36) e produzir energia elétrica.
  10. 10. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o sistema em ciclo fechado compreender uma primeira tubulação do sistema em ciclo fechado (78) em comunicação de fluido com pelo menos um do segundo trocador de calor (26) e do terceiro trocador de calor (36) e uma bomba do sistema em ciclo fechado (66), uma segunda tubulação do sistema em ciclo fechado (68) em comunicação de fluido com a bomba do sistema em ciclo fechado (66) e um trocador de calor do sistema em ciclo fechado (70)
    Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 28/30
    5/5 adaptado para aquecer um fluido de troca térmica do sistema em ciclo fechado, uma terceira tubulação do sistema em ciclo fechado (72) em comunicação de fluido com o trocador de calor do sistema em ciclo fechado (70) e um turboexpansor (74), o turbo-expansor (74) sendo operativamente conectado a um gerador de energia elétrica (76), e tendo uma saída, a saída estando em comunicação de fluido com a primeira tubulação do sistema fechado (78).
  11. 11. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de a primeira tubulação do sistema em ciclo fechado (78) estar em comunicação de fluido com ambos o segundo trocador de calor (26) e o terceiro trocador de calor (36).
    Petição 870170054441, de 31/07/2017, pág. 29/30
    1/4
BRPI0309989-0A 2002-05-13 2003-04-16 Método e sistema para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de líquidos de gás natural BRPI0309989B1 (pt)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US37968702P 2002-05-13 2002-05-13
US60/379,687 2002-05-13
US10/202,568 2002-07-24
US10/202,568 US6564579B1 (en) 2002-05-13 2002-07-24 Method for vaporizing and recovery of natural gas liquids from liquefied natural gas
PCT/GB2003/001640 WO2003095914A1 (en) 2002-05-13 2003-04-16 Method for vaporizing liquefied natural gas and recovery of natural gas liquids

Publications (1)

Publication Number Publication Date
BRPI0309989B1 true BRPI0309989B1 (pt) 2018-01-23

Family

ID=26897808

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BRPI0309989-0A BRPI0309989B1 (pt) 2002-05-13 2003-04-16 Método e sistema para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de líquidos de gás natural
BR0309989-0A BR0309989A (pt) 2002-05-13 2003-04-16 Método para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de lìquidos de gás natural

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BR0309989-0A BR0309989A (pt) 2002-05-13 2003-04-16 Método para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de lìquidos de gás natural

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6564579B1 (pt)
EP (1) EP1504229B1 (pt)
AU (1) AU2003219343A1 (pt)
BR (2) BRPI0309989B1 (pt)
CA (1) CA2485879C (pt)
ES (1) ES2464792T3 (pt)
MX (1) MXPA04011284A (pt)
WO (1) WO2003095914A1 (pt)

Families Citing this family (94)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7069743B2 (en) * 2002-02-20 2006-07-04 Eric Prim System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
US6941771B2 (en) * 2002-04-03 2005-09-13 Howe-Baker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
EP1492988B1 (en) * 2002-04-03 2011-04-27 Howe-Baker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US7475566B2 (en) * 2002-04-03 2009-01-13 Howe-Barker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US6964181B1 (en) * 2002-08-28 2005-11-15 Abb Lummus Global Inc. Optimized heating value in natural gas liquids recovery scheme
ATE535752T1 (de) 2003-06-05 2011-12-15 Fluor Corp Konfiguration und verfahren zur wiederverdampfung verflüssigter erdgase
US6907752B2 (en) * 2003-07-07 2005-06-21 Howe-Baker Engineers, Ltd. Cryogenic liquid natural gas recovery process
US6986266B2 (en) * 2003-09-22 2006-01-17 Cryogenic Group, Inc. Process and apparatus for LNG enriching in methane
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
JP4496224B2 (ja) * 2003-11-03 2010-07-07 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン Ｌｎｇ蒸気の取扱い構成および方法
CN100507416C (zh) * 2003-11-03 2009-07-01 弗劳尔科技公司 液化天然气蒸气处理构型和方法
US7278281B2 (en) * 2003-11-13 2007-10-09 Foster Wheeler Usa Corporation Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals
CN1894537B (zh) * 2003-12-15 2010-06-09 Bp北美公司 液化天然气的汽化系统和方法
GB0329343D0 (en) * 2003-12-18 2004-01-21 Bp Exploration Operating Process
WO2005072144A2 (en) * 2004-01-16 2005-08-11 Aker Kvaerner, Inc. Gas conditioning process for the recovery of lpg/ngl (c2+) from lng
JP4452130B2 (ja) * 2004-04-05 2010-04-21 東洋エンジニアリング株式会社 液化天然ガスからの炭化水素分離方法および分離装置
US20050279132A1 (en) * 2004-06-16 2005-12-22 Eaton Anthony P LNG system with enhanced turboexpander configuration
EP1782010A4 (en) * 2004-06-30 2014-08-13 Fluor Tech Corp CONFIGURATIONS AND METHODS FOR LNG REGAZEIFICATION
US20060032239A1 (en) * 2004-08-12 2006-02-16 Chicago Bridge & Iron Company Boil-off gas removal system
US7165423B2 (en) * 2004-08-27 2007-01-23 Amec Paragon, Inc. Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG
JP4966856B2 (ja) * 2004-09-14 2012-07-04 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 液化天然ガスからエタンを抽出する方法
MX2007003102A (es) * 2004-09-22 2007-05-16 Fluor Tech Corp Configuraciones y metodos para gas licuado de petroleo y co-generacion de energia.
KR20070085611A (ko) * 2004-11-05 2007-08-27 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 Ｌｎｇ 운반 선박 및 탄화수소를 운반하기 위한 방법
KR20070085870A (ko) * 2004-11-08 2007-08-27 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 액화천연가스 부유식 저장 재기화 설비
EA011195B1 (ru) * 2004-12-16 2009-02-27 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Способ и установка для получения товарного природного газа
US20060130521A1 (en) * 2004-12-17 2006-06-22 Abb Lummus Global Inc. Method for recovery of natural gas liquids for liquefied natural gas
US20060130520A1 (en) * 2004-12-17 2006-06-22 Abb Lummus Global Inc. Method for recovery of natural gas liquids for liquefied natural gas
US20060131218A1 (en) * 2004-12-17 2006-06-22 Abb Lummus Global Inc. Method for recovery of natural gas liquids for liquefied natural gas
DE102005000634A1 (de) * 2005-01-03 2006-07-13 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen einer C2+-reichen Fraktion aus LNG
GB0503213D0 (en) * 2005-02-16 2005-03-23 Bp Exploration Operating Process for conditioning liquefied natural gas
RU2394871C2 (ru) * 2005-03-16 2010-07-20 ФЬЮЭЛКОР ЭлЭлСи Системы, способы и композиции для получения синтетических углеводородных соединений
WO2006100218A1 (en) * 2005-03-22 2006-09-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for deriching a stream of liquefied natural gas
WO2006104799A2 (en) * 2005-03-30 2006-10-05 Fluor Technologies Corporation Integrated of lng regasification with refinery and power generation
US20070021735A1 (en) * 2005-07-15 2007-01-25 Sai Bhavaraju Dual membrane electro-osmotic fluid delivery device
CA2615850C (en) * 2005-07-18 2011-01-25 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for power generation in lng regasification terminals
US7458231B1 (en) * 2005-08-19 2008-12-02 Uop Llc Simultaneous regasification of liquefied natural gas and desalination
US20070044485A1 (en) * 2005-08-26 2007-03-01 George Mahl Liquid Natural Gas Vaporization Using Warm and Low Temperature Ambient Air
US7716947B2 (en) * 2005-10-07 2010-05-18 Gas-Chill, Inc. Apparatus and method for condensing hydrocarbons from natural gas
ES2766767T3 (es) * 2006-04-07 2020-06-15 Waertsilae Gas Solutions Norway As Procedimiento y aparato para precalentar gas evaporado de GNL a temperatura ambiente antes de su compresión en un sistema de relicuefacción
EP2024699A4 (en) * 2006-05-23 2017-09-20 Fluor Technologies Corporation High ethane recovery configurations and methods in lng regasification facilities
CA2552327C (en) 2006-07-13 2014-04-15 Mackenzie Millar Method for selective extraction of natural gas liquids from "rich" natural gas
US9470452B2 (en) 2006-07-27 2016-10-18 Cosmodyne, LLC Imported LNG treatment
US7603867B2 (en) * 2006-09-11 2009-10-20 Cryogenic Group, Inc. Process and system to produce multiple distributable products from source, or imported LNG
US8499581B2 (en) * 2006-10-06 2013-08-06 Ihi E&C International Corporation Gas conditioning method and apparatus for the recovery of LPG/NGL(C2+) from LNG
US8887513B2 (en) * 2006-11-03 2014-11-18 Kellogg Brown & Root Llc Three-shell cryogenic fluid heater
WO2008070017A2 (en) * 2006-12-04 2008-06-12 Kellogg Brown & Root Llc Method for adjusting heating value of lng
MX2009008097A (es) * 2007-02-01 2009-08-12 Fluor Tech Corp Vaporizador con aire ambiental.
US20080190352A1 (en) * 2007-02-12 2008-08-14 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Lng tank ship and operation thereof
JP5219306B2 (ja) * 2007-04-13 2013-06-26 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン 沖合でのｌｎｇの再ガス化および発熱量の調節のための構成および方法
US20080250795A1 (en) * 2007-04-16 2008-10-16 Conocophillips Company Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant
KR20080097141A (ko) * 2007-04-30 2008-11-04 대우조선해양 주식회사 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법
US9869510B2 (en) 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
KR100839771B1 (ko) * 2007-05-31 2008-06-20 대우조선해양 주식회사 해상 구조물에 구비되는 질소 생산장치 및 상기 질소생산장치를 이용한 해상 구조물에서의 질소 생산방법
BRPI0813821B1 (pt) * 2007-07-02 2018-08-07 Hitachi Metals, Ltd. IMÃ SINTERIZADO DE TERRAS-RARAS À BASE DE R-Fe-B, E MÉTODO PARA SUA PRODUÇÃO
US7644676B2 (en) * 2008-02-11 2010-01-12 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Storage tank containing liquefied natural gas with butane
US8973398B2 (en) * 2008-02-27 2015-03-10 Kellogg Brown & Root Llc Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas
KR20090107805A (ko) * 2008-04-10 2009-10-14 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
EP2265854A4 (en) * 2008-04-11 2017-11-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of boil-off gas handling in lng regasification terminals
CN101265425B (zh) * 2008-04-28 2011-04-13 上海燃气（集团）有限公司 一种降低气态液化天然气热值的方法
FR2931213A1 (fr) * 2008-05-16 2009-11-20 Air Liquide Dispositif et procede de pompage d'un fluide cryogenique
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
GB0812699D0 (en) * 2008-07-11 2008-08-20 Johnson Matthey Plc Apparatus and process for treating offshore natural gas
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
US20100122542A1 (en) * 2008-11-17 2010-05-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and apparatus for adjusting heating value of natural gas
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
GB201000097D0 (en) 2010-01-05 2010-12-29 Johnson Matthey Plc Apparatus and process for treating natural gas
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20130269631A1 (en) * 2010-12-21 2013-10-17 Inbicon A/S Steam Delivery System for Biomass Processing
CN103620202A (zh) * 2011-03-11 2014-03-05 大宇造船海洋株式会社 将燃料供应到具有再液化装置和高压天然气喷射式发动机的海事结构的系统
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.
CA2772479C (en) 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
CA2787746C (en) 2012-08-27 2019-08-13 Mackenzie Millar Method of producing and distributing liquid natural gas
WO2014088732A1 (en) * 2012-12-04 2014-06-12 Conocophillips Company Use of alternate refrigerants in optimized cascade process
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
US11885561B2 (en) * 2012-12-04 2024-01-30 Conocophillips Company Low global-warming refrigerants in LNG processing
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
EP2796763A1 (de) * 2013-04-25 2014-10-29 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Anlage zur Bereitstellung eines konditionierten Brenngases
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
US9777237B2 (en) 2014-11-12 2017-10-03 Element 1 Corp. Refining assemblies and refining methods for rich natural gas
US9828561B2 (en) 2014-11-12 2017-11-28 Element 1 Corp. Refining assemblies and refining methods for rich natural gas
US9605224B2 (en) 2014-11-12 2017-03-28 Element 1 Corp. Refining assemblies and refining methods for rich natural gas
KR102189756B1 (ko) * 2015-03-19 2020-12-14 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
US11173445B2 (en) 2015-09-16 2021-11-16 1304338 Alberta Ltd. Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG)
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533813B2 (en) * 2017-02-06 2020-01-14 Hall Labs Llc Method for semi-continuous heat exchange operations by alternating between heat exchangers
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US10870810B2 (en) 2017-07-20 2020-12-22 Proteum Energy, Llc Method and system for converting associated gas
US20210041067A1 (en) * 2018-01-31 2021-02-11 Ihi Corporation Liquefied fluid supply system and liquefied fluid-spraying apparatus
JP7330446B2 (ja) * 2019-05-24 2023-08-22 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード 液化天然ガス（ｌｎｇ）から天然ガス液（ｎｇｌ）を抽出する抽出システム
KR102271761B1 (ko) * 2020-02-07 2021-07-02 대우조선해양 주식회사 선박의 액화가스 재기화 시스템 및 방법

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3018634A (en) * 1958-04-11 1962-01-30 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for vaporizing liquefied gases and obtaining power
GB933584A (en) * 1962-05-02 1963-08-08 Conch Int Methane Ltd A method of gasifying a liquefied gas while producing mechanical energy
US3282060A (en) * 1965-11-09 1966-11-01 Phillips Petroleum Co Separation of natural gases
FR1501013A (fr) * 1966-09-13 1967-11-10 Air Liquide Procédé de production d'un gaz riche en méthane, sous pression élevée à partirde gaz naturel liquide sous basse pression
US4753667A (en) * 1986-11-28 1988-06-28 Enterprise Products Company Propylene fractionation
US5114451A (en) 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas
US6510706B2 (en) * 2000-05-31 2003-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
BR0309989A (pt) 2005-02-22
AU2003219343A1 (en) 2003-11-11
US6564579B1 (en) 2003-05-20
EP1504229A1 (en) 2005-02-09
WO2003095914A1 (en) 2003-11-20
CA2485879C (en) 2010-12-14
ES2464792T3 (es) 2014-06-04
MXPA04011284A (es) 2005-07-01
EP1504229B1 (en) 2014-04-09
ES2464792T8 (es) 2014-08-22
CA2485879A1 (en) 2003-11-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BRPI0309989B1 (pt) Método e sistema para vaporização de gás natural liquefeito e recuperação de líquidos de gás natural
EP0059956B1 (en) Recovery of power from vaporization of liquefied natural gas
AU2006229877B2 (en) Integrated of LNG regasification with refinery and power generation
US7600396B2 (en) Power cycle with liquefied natural gas regasification
ES2246028T3 (es) Ciclo de doble refrigerante mixto para la licuacion de gases.
US11255602B2 (en) Method for liquefying natural gas and for recovering possible liquids from the natural gas, comprising two refrigerant cycles semi-open to the natural gas and a refrigerant cycle closed to the refrigerant gas
US20100083670A1 (en) Method for vaporizing and heating crycogenic fluid
BRPI0515295B1 (pt) Método e sistema para o processamento de gás natural liquefeito
KR20010083920A (ko) 가압 액화 천연 가스로부터의 비등물의 재액화 방법
CZ9904557A3 (en) Liquefaction process of natural gas by cascade cooling
US20130160486A1 (en) Power and regasification system for lng
NO20130998L (no) Kondenseringsprosess for naturgass.
JP2002510011A (ja) 圧縮液化天然ガスからの動力生産
EP2217847A2 (en) A power and regasification system for lng
BR112019017533B1 (pt) Sistema liquidificante de gás natural
CN108883817A (zh) 船的蒸发气体再液化设备及方法
BRPI0418780B1 (pt) processos para liquefazer uma corrente de gás natural contendo metano e componentes hidrocarbonetos mais pesados e aparelhos para a realização dos processos
NO20150584A1 (en) Method of separating heavy hydrocarbons from a hydrocarbon-rich fraction
KR20010042204A (ko) 액화 천연 가스로부터의 동력 생산방법
KR20190081312A (ko) 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법
KR20220047785A (ko) 가스 흐름의 액화 또는 발전을 통해 냉동 에너지를 회수하기 위한 방법
US20210063084A1 (en) Process and apparatus for treating lean lng
US20190310014A1 (en) Device and method for liquefying a natural gas and ship comprising such a device
KR101531292B1 (ko) 증발가스 재액화장치
KR20160073943A (ko) 증발가스 재액화장치