CN102762700B - 具有经调节的总热值的液化天然气生产方法 - Google Patents

具有经调节的总热值的液化天然气生产方法 Download PDF

Info

Publication number
CN102762700B
CN102762700B CN201080064068.6A CN201080064068A CN102762700B CN 102762700 B CN102762700 B CN 102762700B CN 201080064068 A CN201080064068 A CN 201080064068A CN 102762700 B CN102762700 B CN 102762700B
Authority
CN
China
Prior art keywords
natural gas
gas
light
flash
butane
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201080064068.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102762700A (zh
Inventor
让·克洛德·加尔塞
克里斯托夫·托马斯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
TotalEnergies SE
Original Assignee
Total SE
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 Total SE filed Critical Total SE
Publication of CN102762700A publication Critical patent/CN102762700A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102762700B publication Critical patent/CN102762700B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/12—Liquefied petroleum 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
    • F25J1/0002—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
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied 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
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • 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
    • F25J1/0255—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature controlling the composition of the feed or liquefied gas, e.g. to achieve a particular heating value of 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
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F25J1/0278—Unit being stationary, e.g. on floating barge or fixed platform
    • 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
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/34—Details about subcooling of liquids
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明涉及一种用于处理含有丙烷和/或丁烷的天然气的方法，包括以下步骤：从所述天然气中提取至少部分的所述丙烷和/或丁烷以提供轻天然气；冷却和液化所述轻天然气以提供轻液化天然气；将所述轻液化天然气的一部分与所述提取的丙烷和/或丁烷混合以提供重液化天然气；所述混合步骤在用于生产液化天然气的设备中进行。本发明还涉及一种适合实施本发明方法的用于生产液化天然气的设备。

Description

具有经调节的总热值的液化天然气生产方法
技术领域
本发明涉及液化天然气的生产方法，其中总热值可以根据应用进行调节。本发明还涉及适合实施此方法的设备，以及富含C3-C4烃的液化天然气组合物。
背景技术
天然气主要作为燃料用于锅炉燃烧器、发电用燃气涡轮机或简单地用于家用炊具。所有这些项目的设备必须能够安全和可靠地燃烧燃气。因此，关键在于燃气的燃烧特性保持恒定，以与用户的设备长期兼容。
消费国的燃气供应来源之一是液化工厂由来自沉积物的天然气生产的液化天然气(LNG)。
在市场上的燃气性质中，总热值(GCV)参数对于限定燃烧器尤为重要。它是在燃烧过程中释放的热能。其测量单位为千卡(kcal)/Nm3或英制单位BTU/scf。
天然气包含各种烃，主要是甲烷，但也包含乙烷、丙烷、丁烷和痕量的重烃。所有这些成分并不都具有相同的GCV，所以燃气的GVC取决于其组成。烃的GCV是其碳链长度的函数；链越长，GCV就越高。相反，非燃料气体(氮气等)的GCV为零。因此，天然气的GCV越高，其重烃含量就越高。作为一般规则，提取的天然气的GCV超过各消费国规定的规格。
此外，燃气的GCV规格在不同的消费国各自显著不同，甚至在一个消费国内不同分配网之间也不相同。例如，在韩国、日本或台湾，GCV必须是相对高(约1100～1200btu/scf)，而在美国或英国则相对低(约1075btu/scf)，欧洲大陆规定了中间值。
有两种主要手段来降低燃气的GCV值：(1)注入发热贡献为零的惰性气体，如氮气，或在某些情况下为空气，和(2)提取具有较高发热贡献的重烃。
注氮常用于LNG接收终端，但在分配网中最大氮含量是有限制的。因此，对于某些燃气，注氮是不够的，因为在燃气的GCV得到充分降低之前就已达到最大可接受的氮含量。因此，注氮不是有希望的途经。
另一方面，在液化阶段提取液化石油气或LPG(基本由丙烷和丁烷构成)作为LNG的副产物，允许在降低LNG的GCV的同时单独升级该副产物。然而，提取LPG可导致LNG的GCV对于一些消费国(尤其是亚洲国家)过低；在这种情况下，必须将LPG重新注入燃气中，通常在接收终端进行。
此外，如果使用这种方法，则LPG的贮存和运输需要不同于LNG所用设备的特殊设备。这在离岸开采的背景下是特别不利的，因为设备尺寸是在这样的背景下的关键因素；此外，在海上设备上存在大量LPG库存会引起安全问题，特别是由于爆炸风险。
因此，存在开发LNG生产的改进方法的真正需要，其中产品的贮存、处理和运输得到简化，特别是在离岸背景下；并且其中可以同时供应GCV规格高的市场和GCV规格低的市场。
发明内容
首先，本发明涉及一种加工含有丙烷和/或丁烷的天然气的方法，包括以下步骤：
-从所述天然气中提取至少部分的丙烷和/或丁烷，以提供轻天然气；
-冷却并液化所述轻天然气，以提供轻液化天然气；
-将所述轻液化天然气的一部分与提取的丙烷和/或丁烷混合，以提供重液化天然气；
所述混合步骤在用于生产液化天然气的设备中进行。
根据一个实施方案，该方法包括在提取丙烷和/或丁烷步骤之前对所述天然气进行脱酸、脱水和任选的脱汞的步骤；和通过提取天然气冷凝物的步骤来完成提取丙烷和/或丁烷的步骤。
根据一个实施方案，该方法包括在将提取的丙烷和/或丁烷与轻液化天然气的一部分混合之前，冷却所述提取的丙烷和/或丁烷的步骤，优选冷却至-100℃～-160℃的温度，更特别优选冷却至-135℃～-145℃的温度，所述冷却步骤任选地在所述提取的丙烷和/或丁烷中添加天然气或轻天然气或甲烷和/或乙烷的步骤之前。
根据一个实施方案，该方法包括：
-贮存所述轻液化天然气；和
-贮存所述重液化天然气或贮存在混合步骤之前提取的丙烷和/或丁烷。
根据一个实施方案，该方法包括：
-任选地，闪蒸(détente flash)所述轻液化天然气和回收源自该闪蒸的第一闪蒸气体；
-任选地，闪蒸所述重液化天然气和回收源自该闪蒸的第二闪蒸气体；
-回收源自所述轻液化天然气的贮存的第一蒸发气体；
-回收源自所述重液化天然气的贮存的第二蒸发气体；
-提供从第一蒸发气体、第二蒸发气体、任选的第一闪蒸气体和任选的第二闪蒸气体得到的燃气。
根据一个实施方案：
-将第一蒸发气体和第二蒸发气体通过相同的压缩装置单独或作为混合物进行压缩，和/或将第一闪蒸气体和第二闪蒸气体通过相同的压缩装置单独或作为混合物进行压缩；或
-将第一蒸发气体、第二蒸发气体、第一闪蒸气体和第二闪蒸气体通过相同的压缩装置单独或作为混合物进行压缩。
根据一个实施方案，所述轻液化天然气的与提取的丙烷和/或丁烷混合的部分在轻液化天然气闪蒸之前进行采样或在轻液化天然气闪蒸之后进行采样。
根据一个实施方案，该方法包括：
-将轻液化天然气和/或重液化天然气转移到至少一个运载装置中；和
-任选地运输在所述运载装置中的轻液化天然气和/或重液化天然气；
并且用于生产液化天然气的设备优选是离岸设备。
根据一个实施方案，该方法包括混合轻液化天然气和重液化天然气以提供中间液化天然气的步骤，所述步骤：
-在运载装置接收终端中进行；或
-在用于生产液化天然气的设备中进行并且任选接着将中间液化天然气转移到至少一个运载装置。
根据一个实施方案，在部分轻液化天然气与提取的丁烷和/或丙烷的混合步骤中，提取的丁烷和/或丙烷的比例为4～50％，优选5～25％，更特别优选6～12％，相对于所得的重液化天然气。
本发明的一个主题还是用于生产液化天然气的设备，包括：
-用于从天然气中提取至少部分丙烷和/或丁烷的单元；
-起始于所述提取单元的轻天然气供应管线和丙烷和/或丁烷供应管线；
-通过所述轻天然气供应管线进料的轻天然气的冷却和液化单元；
-起始于所述冷却和液化单元的轻液化天然气供应管线；
-起始于所述轻液化天然气供应管线的轻液化天然气分支管线；
-一方面通过所述轻液化天然气分支管线进料并且另一方面通过所述丙烷和/或丁烷供应管线进料的重液化天然气供应管线。
根据一个实施方案，所述设备包括用于所述天然气的脱酸、脱水和任选的脱汞的单元，以及用于提取所述天然气的冷凝物的装置。
根据一个实施方案，所述设备包括在所述丙烷和/或丁烷供应管线上的用于冷却丙烷和/或丁烷的装置。
根据一个实施方案，所述设备包括：
-通过所述轻液化天然气供应管线进料的轻液化天然气储罐；和
-通过所述重液化天然气供应管线进料的重液化天然气储罐或在所述丙烷和/或丁烷供应管线上的丙烷和/或丁烷储罐。
根据一个实施方案，所述设备包括：
-在所述轻液化天然气供应管线上的任选的轻液化天然气闪蒸罐；
-起始于所述轻液化天然气闪蒸罐的任选的第一闪蒸气体收集管线；
-在所述重液化天然气供应管线上的任选的重液化天然气闪蒸罐；
-起始于所述重液化天然气闪蒸罐的任选的第二闪蒸气体收集管线；
-用于收集源自所述轻液化天然气储罐的蒸发气体的第一管线；
-用于收集源自所述重液化天然气储罐的蒸发气体的第二管线；
-通过蒸发气体收集第一管线、蒸发气体收集第二管线、任选的第一闪蒸气体收集管线和任选的第二闪蒸气体收集管线进料的用于生产能量的装置。
根据一个实施方案，所述设备包括：
-通过蒸发气体收集第一管线和蒸发气体收集第二管线进料的在所述生产能量的装置上游的用于压缩燃气的装置；和/或
-通过第一闪蒸气体收集管线和第二闪蒸气体收集管线进料的在所述生产能量的装置上游的用于压缩燃气的装置；
-通过蒸发气体收集第一管线、蒸发气体收集第二管线、第一闪蒸气体收集管线和第二闪蒸气体收集管线进料的在所述生产能量的装置上游的用于压缩燃气的装置。
根据一个实施方案，所述轻液化天然气分支管线是在所述轻液化天然气闪蒸罐的上游或下游进行分支的。
根据一个实施方案，所述设备优选是离岸设备，并且所述设备包括用于转移液化天然气至运载装置的系统，所述转移液化天然气的系统能够：
-通过所述轻液化天然气储罐和通过所述重液化天然气供应管线进料；或
-通过所述轻液化天然气储罐和通过所述重液化天然气储罐进料。
本发明的一个主题也是一种液化天然气组合物，其包含5～90％的丙烷和丁烷，优选5～60％的丙烷和丁烷，更特别优选10～30％的丙烷和丁烷，以及理想的10～15％的丙烷和丁烷。
本发明的一个主题还是一种生产液化天然气的方法，所述方法包括将轻液化天然气组合物与重液化天然气组合物混合，在所述重液化天然气组合物中的总丙烷和丁烷含量大于在所述轻液化天然气组合物中的总丙烷和丁烷含量。
根据一个实施方案：
-所述轻液化天然气含有丙烷和丁烷，所述丙烷和丁烷的总含量小于或等于2％，优选小于或等于1％，理想的是小于或等于0.5％；和
-所述重液化天然气含有丙烷和丁烷，所述丙烷和丁烷的总含量为5～90％，优选5～60％，更特别优选10～30％，理想的是10～15％。
本发明允许克服现有技术中的缺点。更特别是提供生产LNG的改进方法，其中产品的贮存、处理和运输得到简化，特别是在离岸背景中，并且其中可以同时供应GCV规格高的市场和GCV规格低的市场。
这是通过从单一的冷却和液化过程生产两个单独的LNG流，即被称为“轻”即LPG(丙烷和丁烷)含量相对低的流和被称为“重”即LPG(丙烷和丁烷)含量相对高的流来实现的。这两个流可以通过类似的方式进行处理。此外，可以通过将上述两个流混合来生产具有中间LPG浓度(具有根据商业需求调节的GCV)的LNG，从而能够满足所有市场。
根据某些具体实施方案，本发明还具有以下详述的有利特征中的一个或优选多个。
-轻LNG和重LNG(和任选的中间LNG)的贮存、处理和运输可利用单一类型的设备进行。事实上，轻LNG和重LNG的性质(温度、蒸发等)是相似的。
-相同的负载管线可用于转移在运载装置中的重LNG和轻LNG。这简化了设备的结构和操作，特别是在离岸生产背景下。不需要用于装载LNG的专用管线。
-类似地，起始于贮存的重LNG和轻LNG的减压和蒸发气体的处理可利用公共设备来进行。
-本发明任选地可分配所有的LPG存储，显著降低安全限制，并允许减少投资和运行费用，特别是在离岸背景下。
附图说明
图1图解示出根据本发明的设备的实施方案。
具体实施方式
现在，在以下说明中更详细地且非限制性地描述本发明。所有声明的浓度以摩尔百分数表示，除非另有说明。
参考图1，通过天然气供应管线1提供源自开采现场的天然气。天然气在脱酸、脱水和任选脱汞单元2中经过脱酸、脱水(或干燥)以及任选的脱汞。因此，天然气被净化除去所含有的大部分的酸性气体(特别是CO2和H2S)、水和汞。脱酸可基于使用胺的水溶液。脱水可基于使用二醇化合物溶液和/或分子筛。气体干燥的目的特别是避免在低温设备中发生水的凝结。
脱酸和干燥的天然气(任选脱除其中所含的汞)然后在提取单元3中进行重烃提取，尤其是C3+型烃的提取，以提供“轻天然气”。
通常，这种提取步骤通过天然气的分馏来进行。在这种情况下，提取单元3是分馏单元。分馏单元由一组蒸馏塔构成允许分离出天然气的不同馏分。
分馏通常包括将天然气分离成C1馏分和C2+馏分，然后使C2+馏分经历几个连续分离，以提供C2馏分、C3馏分、C4馏分和C5+馏分。如果有必要，对C3和/或C4馏分进行处理，以移除酸和含硫杂质(主要是COS和硫醇)。
轻天然气基本由C1馏分和任选从所有或部分的C2馏分(乙烷)得到。任选地，源自分馏的全部或部分乙烷也可以用作燃气或用于石油化工应用。
C5+馏分(冷凝物)在冷凝物收集管线4(其进料至贮存冷凝物的装置，未示出)中回收。冷凝物如环己烷或苯(如果它们在原天然气中以显著量存在的话)的提取是重要的，以避免在低温设备的任何结晶。
此外，C3和C4馏分构成LPG，即主要包含丁烷和/或丙烷的流，其在丙烷和/或丁烷供应管线5中回收。C3-C4烃(丙烷和丁烷)可通过分馏从初始天然气中基本全部提取。
LPG流可以包含比例小于或等于1％的乙烷和比例小于或等于5％的C5+。优选地，LPG流包含至少92％的丙烷和丁烷，或至少95％的丙烷和丁烷，或至少97％的丙烷和丁烷、或至少98％的丙烷和丁烷。
但也可以在轻天然气中保留丙烷和/或丁烷，其量小于或等于2％，优选小于或等于1％，或甚至小于或等于0.5％。任选留在轻天然气中的LPG量作为所生产的轻LNG的所需GCV的函数进行调节。
在提取了冷凝物和LPG(和任选的乙烷)之后，将轻天然气通过轻天然气供应管线25运输到冷却和液化单元6。在该阶段，轻天然气(任选已经在提取单元3中预冷至通常-30～-70℃)根据本领域已知的手段被冷却和液化，通常温度为约-150℃。因此，得到被称为“轻”的LNG，其在轻LNG供应管线7中进行运输。
轻LNG通常在安置在轻LNG供应管线7上的轻LNG闪蒸罐8中经过闪蒸(或最终闪蒸)。闪蒸气体在第一闪蒸气体收集管线9中回收。这种闪蒸可以释放出轻LNG中所含的氮气，后者趋向于在闪蒸气体中富集。为了满足轻LNG的氮气规格(通常为1摩尔％)，LNG闪蒸罐可被称为脱氮塔的塔所替代。
但是，如果氮含量允许，则可以不进行最终闪蒸。在这种情况下，轻LNG在冷却和液化单元6中进一步过冷却(例如，温度为约-160℃)。
在闪蒸后，轻LNG通常处于约-160℃温度和略高于大气压力的压力(例如，1.26巴的绝对压力)下，而且优选包含小于1％的氮气。其然后被输送到轻LNG储罐10(应该理解的是可根据需要通过多个储罐)。
部分轻LNG在贮存之前在轻LNG分支管线11、11a中采样。该轻LNG分支管线可以在轻LNG闪蒸罐8之前(即轻LNG闪蒸罐8的上游，附图中标记为11的线)或在轻LNG闪蒸罐8之后(即轻LNG闪蒸罐8的下游，附图中标记为11a的线)连接。
因此，采样的轻LNG与提取的丙烷和/或丁烷流混合，以提供所谓的“重”LNG，其在重LNG供应管线13中运输。应该理解的是，与采样的轻LNG混合的提取的丙烷和/或丁烷流可包含不同于丙烷和丁烷的化合物，通常为小量。例如，它可以包含C5+烃、乙烷和甲烷。采样和重定向的轻LNG流量作为重LNG所需组成的函数和作为提取的丙烷和/或丁烷的流量的函数进行调节。通常，希望避免贮存或处理LPG，因此通常希望使用所有提取的LPG以生产重LNG。
添加到轻LNG中的提取LPG的比例可例如为4～50％，优选5～25％，尤其优选6～12％，相对于所得的重液化天然气。
在混合之前，通常需要提供通过提供在丙烷和/或丁烷供应管线5上的冷却装置12来冷却丙烷和/或丁烷流的步骤。例如，源自提取步骤的LPG通常具有30～40℃的温度，而且可以冷却到-100℃～-150℃，例如冷却到约-140℃的温度。冷却LPG优选与液化单元6相结合。也可以在供应有用于液化的部分冷却剂或冷却剂之一或甚至利用不同于主要液化的冷却剂的专用单独交换器中进行。LPG的这种冷却可以确保重LNG处于足够低的温度下，并且在后续闪蒸过程中不释放过多的气体。
当LPG流在冷却单元12中冷却时，可能有必要调节LPG流的化学组成以避免重产物(丙烷、丁烷和少量的C5+)结晶或结冰的风险。为此，LPG可在冷却前通过添加天然气(分馏前)和/或通过添加源自分馏的C1馏分和/或通过添加源自分馏的C2馏分和/或通过添加轻天然气来进行稀释。
一旦形成，则重LNG通常经历在重LNG闪蒸罐14中的闪蒸步骤。闪蒸气体在闪蒸气体收集第二管线15中回收。重LNG中所含的氮气趋于在这些闪蒸气体中富集。
在闪蒸后，重LNG通常处于-150℃～-160℃的温度和略高于大气压力的压力(例如，1.26巴的绝对压力)下并且优选包含小于1％的氮气。然后，将重LNG输送至重LNG储罐16(应该理解的是，可根据需要提供多个储罐)。
轻LNG储罐10中所含的轻LNG通常包含：
-至少88％的甲烷，优选至少90％的甲烷，或者甚至至少92％的甲烷；
-丙烷和丁烷量小于或等于2％，优选小于或等于1％，甚至小于或等于0.5％；
-氮气量小于或等于1％。
-乙烷量小于或等于10％，优选小于或等于8％；
-C5+烃类量小于0.1％。
在重LNG储罐16中所含的重LNG通常包含：
-10～90％的甲烷，优选30～88％的甲烷，特别优选80～85％的甲烷；
-5～90％的丙烷和丁烷，优选5～60％的丙烷和丁烷，更特别优选10～30％的丙烷和丁烷，理想的是10～15％的丙烷和丁烷；
-氮气量通常小于或等于1％；
-乙烷量小于或等于10％，优选小于或等于8％；
-C5+烃类量小于0.1％。
通常，有利的是在重LNG中的LPG浓度尽可能高，从而使重LNG的生产量最小化。然而，另一方面，可能期望重LNG具有小于或等于500kg/m3的密度，使得其可以毫无困难地通过标准甲烷运载装置进行运输。平均而言，这对应于丁烷和丙烷的浓度小于或等于约12％(参见以下实施例，但确切的阈值取决于丙烷/丁烷比例和存在的其它化合物，特别是取决于乙烷的比例)。
然而，如果重LNG的密度大于标准容器所接受的密度(最大约500kg/m3)，则可以设计用于运输密度大于海洋运输公司通常接受的标准的专用容器。
在轻LNG储罐10中，在第一蒸发气体收集管线17中提供蒸发气体的回收。同样地，在重LNG储罐16中，在第二蒸发气体收集管线18中提供蒸发气体的回收。
各蒸发气体的化学组成十分接近，因此其平均分子量十分类似，以允许这些蒸发气体(通常在约1.06巴的绝对压力下)通过公共气体压缩装置19来压缩(消耗装置中的压力为约4～50巴或甚至更高，作为所设想的能量系统的函数：蒸汽锅炉、燃气或甚至燃气出口涡轮/内燃机)。
蒸发气体可优选在其压缩之前进行混合，也可任选地通过气体压缩装置19单独(例如，平行)处理。在压缩后，这些气体供应所消耗的部分燃气以向整个设备提供能量。
同样地，各闪蒸气体的化学组成充分接近，因此其平均分子量充分类似，以允许这些闪蒸气体通过公共气体压缩装置26来压缩(消耗装置中的压力为约4～50巴或甚至更高，作为所设想的能量系统的函数：蒸汽锅炉、燃气或甚至燃气出口涡轮/内燃机)。闪蒸气体优选在其压缩之前进行混合，但也可任选地通过气体压缩装置26单独(例如，平行)处理。在压缩后，这些气体也供应所消耗的部分燃气以向整个设备提供能量。
也可以设想用单一压缩替代两个压缩19和26。但是，考虑到储罐区和液化装置之间的距离，通过鼓风机类型的压缩机使源自LNG储罐的气体增压可以是经济的。
此外，可将重LNG贮存在过冷液态，即在正常操作下不会造成任何闪蒸蒸汽排放。这使得可以使用尺寸较小的储罐。
可以在岸上或离岸，优选离岸，实施根据本发明的方法以及定位根据本发明的设备，例如在锚定至海床的浮动支架或固定平台上。也可以提供在岸上进行的某些(上游)操作和离岸进行的其它(下游)操作。
有利的是，在贮存之后，将重LNG和轻LNG转移至运载装置23，用以将其海上运输到接收终端(未显示)。转移至运载装置23是通过LNG转移系统22，优选单一系统来进行的，该系统能够通过起始于轻LNG储罐10的轻LNG供应管线20和通过起始于重LNG储罐16的重LNG供应管线21来进料。
根据一个替代实施方案，LNG转移系统22通过重LNG供应管线13直接进料：在这种情况下，无需任何重LNG储罐16。根据该实施方案(未显示)，提取的LPG被贮存在储罐中，并与轻LNG混合，以在装载运载装置时直接生产重LNG。在该实施方案中，重LNG的贮存被LPG的贮存所取代；然而LPG保留在设备中并且不转移到运载装置中。仍然根据该实施方案，可能有利的是，使提取的LPG在贮存前过冷以避免蒸发气体的排放和减小储罐的尺寸。
在所关注的两种情况下，重LNG和轻LNG通过同一转移系统22被有利地转移到运载装置23中(任选地在一类LNG的转移和另一类LNG的转移之间提供吹扫阶段)，这构成了在离岸设备的情况下的显著简化。仍然在离岸设备的情况下，转移系统22通常包括装载臂或低温接头/货物软管，其能够承受LNG的极低温度。
在运载装置23的装载过程中，提供气体蒸发返回管线24。在装载过程中收集的蒸发气体在设备中被用作燃气。其例如可以与源自轻LNG储罐10和/或重LNG储罐16的蒸发气体混合。
应该理解的是，每个运载装置23可以仅装载轻LNG或重LNG或连续装载轻LNG和重LNG，每一类LNG随后贮存在运载装置的不同储罐内。
为了提供根据本发明生产的具有在轻LNG的GCV值和重LNG的GCV值之间的中间GCV值，将轻LNG与重LNG以适当比例充分混合以得到所需的GCV。
该混合可进行如下：
-在甲烷运载装置的接收终端中进行；或
-直接在根据本发明的设备中进行，在这种情况下，源自所述混合物的LNG可仍利用转移系统22直接装载至所述运载装置中。
实施例
以下实施例说明本发明，而非限制本发明。
本发明的方法应用于具有以下组成的天然气(在脱酸、脱汞和脱水之后)：
-氮气：1％；
-C1：87.6％；
-C2：5.93％；
-C3：1.80％；
-C4(异丁烷和正丁烷)：0.87％；
-C5：0.47％；
-C6+：2.33％。
提取冷凝物(C5+分子)以及部分LPG。这样，得到轻天然气。将该轻天然气液化并以轻LNG的形式贮存。在闪蒸之前将部分轻LNG重定向(图1中标记为11的管线)并与从天然气中提取出的丙烷和丁烷流混合，以构成重LNG。可以设想三种可能的情况：
-重LNG由约90％的轻LNG和10％的LPG形成(以下称为“10％的重LNG”)；
-重LNG由约75％的轻LNG和25％的LPG形成(以下称为“25％的重LNG”)；和
-重LNG由约50％的轻LNG和50％的LPG形成(以下称为“50％的重LNG”)。
通过参照，还考虑的是从分离冷凝物之后但不提取LPG的相同天然气中得到LNG(“含LPG的LNG”)。设想的不同类型的LNG组合物(准备转移至运载装置的LNG流)的组成和性质汇总在下表1中(用于生产重LNG的LPG比例与在重LNG中存在的最终LPG比例之间的差异通过在闪蒸过程中甲烷和氮气的损失来表示)：
表1：生产的LNG流的组成和性质
在上表中，T1表示最终闪蒸罐中的LNG温度，T2表述在贮存阶段的LNG温度。重LNG得到的温度与现有的生产和运输LNG的设备和过程相兼容。
通过参照，在贮存条件(约1080毫巴，对于丙烷温度为-42℃，对于丁烷温度为-5℃)下的纯LPG的密度为约580kg/m3。
此外，回收用以提供燃气的不同气体的特征汇总在下表2中：
表2：LNG生产过程中生产的不同来源的燃气的特性
在每种情况下，LNG(包括LPG)的总产量为约493万吨每年。操作参数调节为使得燃气的总量在每种情况下均类似。
应该注意的是，除了在不提取LPG的情况下之外，蒸发气体和闪蒸气体的组成接近于所有生产的LNG。因此，针对闪蒸气体、蒸发气体和转载及转移系统的设备为轻LNG和重LNG所共享。

Claims (18)

1.一种用于生产液化天然气的设备，包括：
-用于从天然气中提取至少部分的丙烷和/或丁烷的单元（3）；
-起始于所述提取单元（3）的轻天然气供应管线（25）和丙烷或丁烷供应管线（5）；
-通过所述轻天然气供应管线（25）进料的所述轻天然气的冷却和液化单元（6）；
-起始于所述冷却和液化单元（6）的轻液化天然气供应管线（7）；
-起始于所述轻液化天然气供应管线（7）的轻液化天然气分支管线（11、11a）；和
-一方面通过所述轻液化天然气分支管线（11、11a）进料并且另一方面通过所述丙烷或丁烷供应管线（5）进料的重液化天然气供应管线（13）。
2.根据权利要求1所述的设备，包括用于对所述天然气进行脱酸、脱水和任选脱汞的单元（2）以及从所述天然气中提取冷凝物的装置（3）。
3.根据权利要求1或2所述的设备，包括在所述丙烷或丁烷供应管线（5）上的用于冷却丙烷和/或丁烷的装置（12）。
4.根据权利要求1或2所述的设备，包括：
-通过所述轻液化天然气供应管线（7）进料的轻液化天然气的储罐（10）；和
-通过所述重液化天然气供应管线（13）进料的重液化天然气的储罐（16）或在所述丙烷或丁烷供应管线（5）上的丙烷和/或丁烷的储罐。
5.根据权利要求4所述的设备，包括：
-在所述轻液化天然气供应管线上的任选的轻液化天然气闪蒸罐（8）；
-起始于所述轻液化天然气闪蒸罐（8）的任选的第一闪蒸气体收集管线（9）；
-在所述重液化天然气供应管线（13）上的任选的重液化天然气闪蒸罐（14）；
-起始于所述重液化天然气闪蒸罐（14）的任选的第二闪蒸气体收集管线（15）；
-起始于所述轻液化天然气储罐（10）的第一蒸发气体收集管线（17）；
-起始于所述重液化天然气储罐（16）的第二蒸发气体收集管线（18）；
-通过所述第一蒸发气体收集管线（17）、所述第二蒸发气体收集管线（18）、任选的所述第一闪蒸气体收集管线（9）和任选的所述第二闪蒸气体收集管线（15）进料的用于生产能量的装置。
6.根据权利要求5所述的设备，包括：
-通过所述第一蒸发气体收集管线（17）和所述第二蒸发气体收集管线（18）进料的在所述用于生产能量的装置的上游的燃气压缩装置（19）；和/或
-通过所述第一闪蒸气体收集管线（9）和所述第二闪蒸气体收集管线（15）进料的在所述用于生产能量的装置的上游的燃气压缩装置（26）；或
-通过所述第一蒸发气体收集管线（17）、所述第二蒸发气体收集管线（18）、所述第一闪蒸气体收集管线（9）和所述第二闪蒸气体收集管线（15）进料的在所述用于生产能量的装置的上游的燃气压缩装置。
7.根据权利要求5所述的设备，其中所述轻液化天然气分支管线（11、11a）是所述轻液化天然气闪蒸罐（8）的上游分支（11）或下游分支（11a）。
8.根据权利要求4所述的设备，所述设备包括用于将液化天然气（22）转移到运载装置（23）的系统，所述转移液化天然气的系统能够：
-通过所述轻液化天然气储罐（10）和所述重液化天然气供应管线（13）进料；或
-通过所述轻液化天然气储罐（10）和所述重液化天然气储罐（16）进料。
9.一种用于加工含有丙烷和/或丁烷的天然气的方法，包括以下步骤：
-从所述天然气中提取至少部分的所述丙烷和/或丁烷以提供轻天然气；
-冷却和液化所述轻天然气以提供轻液化天然气；
-将所述轻液化天然气的一部分与所述提取的丙烷和/或丁烷混合以提供重液化天然气；
所述混合步骤在用于生产液化天然气的设备中进行。
10.根据权利要求9所述的方法，包括在所述提取丙烷和/或丁烷的步骤之前对所述天然气进行脱酸、脱水和任选的脱汞的步骤；和其中所述提取丙烷和/或丁烷的步骤通过提取天然气冷凝物的步骤来完成。
11.根据权利要求9或10所述的方法，包括在将所述提取的丙烷和/或丁烷与所述轻液化天然气的一部分混合之前，冷却所述提取的丙烷和/或丁烷的步骤，所述冷却步骤任选地先于在所述提取的丙烷和/或丁烷中添加天然气或轻天然气或甲烷和/或乙烷的步骤。
12.根据权利要求9或10所述的方法，包括：
-贮存所述轻液化天然气；和
-贮存所述重液化天然气或贮存在所述混合步骤前提取的丙烷和/或丁烷。
13.根据权利要求9或10所述的方法，包括：
-任选地，闪蒸所述轻液化天然气并回收源自该闪蒸的第一闪蒸气体;
-任选地，闪蒸所述重液化天然气并回收源自该闪蒸的第二闪蒸气体;
-回收源自所述轻液化天然气的贮存的第一蒸发气体;
-回收源自所述重液化天然气的贮存的第二蒸发气体;
-提供从所述第一蒸发气体、从所述第二蒸发气体、任选地从所述第一闪蒸气体和任选地从所述第二闪蒸气体得到的燃气。
14.根据权利要求13所述的方法，其中：
-将所述第一蒸发气体和所述第二蒸发气体通过相同的压缩装置单独或作为混合物进行压缩，和/或将所述第一闪蒸气体和所述第二闪蒸气体通过相同的压缩装置单独或作为混合物进行压缩；或
-将所述第一蒸发气体、所述第二蒸发气体、所述第一闪蒸气体和所述第二闪蒸气体通过相同的压缩装置单独或作为混合物进行压缩。
15.根据权利要求13所述的方法，其中所述轻液化天然气的与所述提取的丙烷和/或丁烷混合的所述部分在所述轻液化天然气的闪蒸之前进行采样或在所述轻液化天然气的闪蒸之后进行采样。
16.根据权利要求9或10所述的方法，包括：
-将所述轻液化天然气和/或所述重液化天然气转移到至少一个运载装置中;和
-任选地运输在所述运载装置中的所述轻液化天然气和/或所述重液化天然气。
17.根据权利要求9或10所述的方法，包括将轻液化天然气与重液化天然气混合以提供中间液化天然气的步骤，所述步骤：
-在运载装置的接收终端处进行；或
-在所述用于生产液化天然气的设备中进行并且任选之后将所述中间液化天然气转移到至少一个运载装置中。
18.根据权利要求9或10所述的方法，其中，在所述轻液化天然气的一部分与所述提取的丁烷和/或丙烷的混合步骤中，提取的丁烷和/或丙烷的比例为4～50%，相对于所得的所述重液化天然气。
CN201080064068.6A 2009-12-18 2010-12-16 具有经调节的总热值的液化天然气生产方法 Expired - Fee Related CN102762700B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0959174A FR2954345B1 (fr) 2009-12-18 2009-12-18 Procede de production de gaz naturel liquefie ayant un pouvoir calorifique superieur ajuste
FR09/59174 2009-12-18
PCT/IB2010/055857 WO2011073931A1 (fr) 2009-12-18 2010-12-16 Procede de production de gaz naturel liquefie ayant un pouvoir calorifique superieur ajuste

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102762700A CN102762700A (zh) 2012-10-31
CN102762700B true CN102762700B (zh) 2014-11-12

Family

ID=42173780

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201080064068.6A Expired - Fee Related CN102762700B (zh) 2009-12-18 2010-12-16 具有经调节的总热值的液化天然气生产方法

Country Status (6)

Country Link
EP (1) EP2513267A1 (zh)
CN (1) CN102762700B (zh)
AU (1) AU2010331784B2 (zh)
BR (1) BR112012014829A2 (zh)
FR (1) FR2954345B1 (zh)
WO (1) WO2011073931A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3038964B1 (fr) 2015-07-13 2017-08-18 Technip France Procede de detente et de stockage d'un courant de gaz naturel liquefie issu d'une installation de liquefaction de gaz naturel, et installation associee
CN106090610B (zh) * 2016-06-23 2018-05-22 上海电力学院 一种重烃零排放的天然气管网压力能利用系统

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1813046A (zh) * 2003-06-02 2006-08-02 泰克尼普法国公司 同时生产可液化天然气和天然气液体的馏分的方法和装置
CN1894537A (zh) * 2003-12-15 2007-01-10 Bp北美公司 液化天然气的汽化系统和方法

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3285719A (en) * 1963-05-23 1966-11-15 Ofw xx
US5053209A (en) * 1988-01-09 1991-10-01 Mobil Oil Corporation Removal of mercury from natural gas and liquid hydrocarbons utilizing silver on alumina adsorbent
WO1990000589A1 (en) * 1988-07-11 1990-01-25 Mobil Oil Corporation A process for liquefying hydrocarbon gas
NO301792B1 (no) * 1996-07-01 1997-12-08 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og anlegg for flytendegjöring/kondisjonering av en komprimert gass/hydrokarbonström utvunnet fra en petroleumforekomst
TW421704B (en) * 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
JP2001208297A (ja) * 2000-01-21 2001-08-03 Osaka Gas Co Ltd 液化石油ガスの低温貯蔵方法
US20050204625A1 (en) * 2004-03-22 2005-09-22 Briscoe Michael D Fuel compositions comprising natural gas and synthetic hydrocarbons and methods for preparation of same
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
NZ549467A (en) * 2004-07-01 2010-09-30 Ortloff Engineers Ltd Liquefied natural gas processing
US20080202161A1 (en) * 2006-12-04 2008-08-28 Vazquez-Esparragoza Jorge Javi Method for adjusting heating value of lng
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

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1813046A (zh) * 2003-06-02 2006-08-02 泰克尼普法国公司 同时生产可液化天然气和天然气液体的馏分的方法和装置
CN1894537A (zh) * 2003-12-15 2007-01-10 Bp北美公司 液化天然气的汽化系统和方法

Also Published As

Publication number Publication date
BR112012014829A2 (pt) 2016-08-16
AU2010331784A1 (en) 2012-06-28
FR2954345B1 (fr) 2013-01-18
WO2011073931A1 (fr) 2011-06-23
FR2954345A1 (fr) 2011-06-24
CN102762700A (zh) 2012-10-31
EP2513267A1 (fr) 2012-10-24
AU2010331784B2 (en) 2016-07-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101090233B1 (ko) 탄화수소 액화가스의 재기화 장치 및 방법
US7299655B2 (en) Systems and methods for vaporization of liquefied natural gas
CN102272544B (zh) 用于在lng液化设备中脱氮和/或回收氦气的方法
US20080264076A1 (en) System and method for recovering and liquefying boil-off gas
US20140116069A1 (en) Methods and systems for storing and transporting gases
US20150267137A1 (en) Method for separating heavy hydrocarbons from a hydrocarbon-rich fraction
JP2002508054A (ja) 天然ガスの改良液化方法
BRPI0515295B1 (pt) Método e sistema para o processamento de gás natural liquefeito
AU2012350743B2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
CN101356412B (zh) 在中等条件下液化伴生气
WO2008122556A2 (en) Method and apparatus for separating one or more c2+ hydrocarbons from a mixed phase hydrocarbon stream
CN102762700B (zh) 具有经调节的总热值的液化天然气生产方法
WO2013087569A2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
EP2047193A2 (en) Lng production
RU2448314C2 (ru) Способ и устройство для получения потока газообразного углеводорода из потока сжиженного углеводорода
EP2597406A1 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition
EP3403038A1 (en) Method and plant for liquefaction of pre-processed natural gas
KR20100091553A (ko) 선박
TWI774783B (zh) 天然氣的製造裝置以及天然氣的製造方法
KR102162160B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물
Jackson et al. New challenges for UK natural gas

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20141112

Termination date: 20161216

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee