EA010743B1 - Установка (варианты) и способ регазификации сжиженного природного газа - Google Patents

Установка (варианты) и способ регазификации сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA010743B1
EA010743B1 EA200700221A EA200700221A EA010743B1 EA 010743 B1 EA010743 B1 EA 010743B1 EA 200700221 A EA200700221 A EA 200700221A EA 200700221 A EA200700221 A EA 200700221A EA 010743 B1 EA010743 B1 EA 010743B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
lng
demethanizer
stream
pressure
ethane
Prior art date
Application number
EA200700221A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200700221A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
Ральф Ньюманн
Курт Грэхем
Дэн Хефферн
Original Assignee
Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
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 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн filed Critical Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Publication of EA200700221A1 publication Critical patent/EA200700221A1/ru
Publication of EA010743B1 publication Critical patent/EA010743B1/ru

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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—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 3 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/10—Mathematical formulae, modeling, plot or curves; Design methods

Abstract

Состав СПГ из резервуара для хранения СПГ или другого источника модифицируется в процессе, в котором СПГ нагнетается до первого давления и разделяется на две части. Давление одной части сжатого СПГ затем понижается, и более тяжелые компоненты отделяются от СПГ с пониженным давлением, чтобы посредством этого образовать бедный СПГ. Бедный СПГ затем нагнетается до более высокого давления и объединяется с другой частью, чтобы образовать более бедный СПГ. Предпочтительно, разделение осуществляется с использованием деметанизатора, в котором часть продукта верхнего погона деметанизатора конденсируется, чтобы образовать бедный СПГ, в то время как другая часть используется для орошения колонны. В более предпочтительной конфигурации извлечение этана является изменяемым, и в еще других конфигурациях пропан или этан могут поставляться посредством дозирующего трубопровода.

Description

Изобретение относится к обработке газа, в частности, оно относится к регазификации сжиженного природного газа для контроля теплотворной способности и извлечения или отбора компонентов С2 и С3+ для продажи.
Поскольку потребность в природном газе в Соединенных Штатах резко повысилась в последние годы, рыночная цена природного газа стала все более и более энергозависимой. Следовательно, имеется возобновленный интерес к импорту сжиженного природного газа (СПГ) как альтернативному источнику природного газа. Однако большая часть импортируемого СПГ имеет более высокую теплотворную способность и более богата тяжелыми углеводородами, чем разрешается типичными техническими условиями на трубопроводы для природного газа в Северной Америке. Например, в то время, когда некоторые страны в общем допускают использование более богатого и имеющего более высокую теплотворную способность СПГ, требования рынка Северной Америки управляются заботами об экологии и окружающей среде и могут дополнительно зависеть от конкретного использования СПГ.
Одной из проблем с импортом СПГ является то, что существенную часть мировых поставок СПГ составляет богатый СПГ с несоответствующими теплотворными способностями. Поскольку рынок импорта СПГ растет, торговля СПГ на местах становится все более обычной, подобной современному рынку торговли сырой нефтью. С ростом торговли СПГ между различными производителями СПГ и участками регазификации в Северной Америке терминалы СПГ должны иметь такую конфигурацию, чтобы принимать СПГ с различными составами и теплотворными способностями, чтобы он оставался соответствующим регулированию и конкурентоспособным по стоимости. На некоторых рынках богатый СПГ может быть сделан эффективным, поскольку содержание этана в нем может быть использовано как исходное сырье для нефтехимической установки, содержание пропана может быть продано, как СНГ, а жидкий бутан плюс может быть использован для смешивания с бензином. Дополнительно, стадии обработки для отбора более тяжелых компонентов из богатого СПГ необходимы, чтобы соответствовать жестким техническим условиям на теплотворную способность для трубопроводов в Северной Америке.
В большинстве установок для сжижения СПГ, расположенных в начале потока, удаление пентана, гексана и более тяжелых углеводородов требуется только для предотвращения образования парафинов в теплообменнике для криогенного сжижения. Компоненты СНГ (С2, С3 и С4+) типично не удаляются и сжижаются вместе с компонентом метаном, результатом чего является СПГ с довольно высокой суммарной теплотворной способностью. Примерные теплотворные способности СПГ из ряда установок для экспорта СПГ в Атлантическом, Тихом Океане и установок СПГ на Ближнем Востоке показаны на фиг. 8. Более высокие теплотворные способности указывают на более высокую долю неметановых компонентов. Составы из этана, пропана и бутана, и более тяжелых компонентов для этих СПГ показаны на фиг. 9.
В Северной Америке многие операторы трубопроводов требуют, чтобы транспортировался очень бедный газ, и в некоторых регионах Среднего Запада суммарная теплотворная способность природного газа находится в диапазоне между 35769,6 и 39123 кДж/м3 (960 и 1050 БТЕ/нормальный куб.фут). В Калифорнии приемлемая суммарная теплотворная способность находится между 36142,2 и 42849 кДж/м3 (970 и 1150 БТЕ/нормальный куб.фут). Калифорния также налагает ограничения на конкретные компоненты газа для потребления сжатого природного газа. В настоящее время приемлемый СПГ, который соответствует техническим условиям Калифорнии, ограничен источниками, как, например, Кенаи, Аляска СПГ или Атлантик СПГ из Тринидада. Поэтому, чтобы соответствовать техническим условиям Северной Америки на природный газ, терминалы для регазификации должны иметь оборудование, которое имеет возможность обрабатывать не соответствующий СПГ. Наиболее обычно теплотворная способность СПГ и индекс Вобб контролируются посредством разбавления азотом или смешивания с более бедным природным газом. Однако имеются пределы максимального количества азота и инертных веществ, которое может быть введено в трубопроводный газ. Кроме того, разбавление азотом часто требует установки для разделения воздуха, чтобы производить азот, которая является дорогостоящей и не имеет никакого другого преимущества для оборудования, и источник бедного газа часто недоступен для смешивания в относительно большом оборудовании для регазификации СПГ.
Поскольку правила охраны окружающей среды стали более жесткими, более строгий контроль составов СПГ, чем в современных технических условиях, ожидается на рынках Северной Америки, требуя новых процессов, которые могут экономично удалять компоненты С2+ из СПГ. Кроме того, такие процессы должны обеспечить установку достаточной гибкостью, чтобы обрабатывать широкий диапазон СПГ, давая возможность импортерам покупать СПГ на различных дешевых рынках, вместо того, чтобы ограничиваться теми источниками, которые соответствуют техническим условиям Северной Америки.
Традиционные процессы регазификации богатого СПГ, например СПГ из Индонезии, типично имеет от 44712 до 48438 кДж/м3 (от 1200 до 1300 БТЕ/нормальный куб.фут), включают нагревание СПГ в топливных огневых подогревателях или в подогревателях с морской водой и затем разбавление испаренного СПГ азотом или бедным газом, чтобы соответствовать техническим условиям на теплотворную способность. Однако и тот, и другой процесс нагревания является нежелательным, поскольку подогреватели с топливным газом вырабатывают выделения и загрязняющие вещества СО2, и подогреватели с морской водой требуют дорогостоящих установок для морской воды и также негативно воздействуют на океаническую окружающую среду. Кроме того, разбавление азотом для контроля теплотворной способ
- 1 010743 ности природного газа обычно является неэкономичным, поскольку оно в общем требует источника азота (например, установки для разделения воздуха), который является относительно дорогим в эксплуатации. В то время как способы разбавления могут производить теплотворные способности «с расчетом на выгоду», воздействия на составы СПГ являются относительно небольшими, и окончательный состав (особенно, что касается компонентов С2 и С3+) может все еще быть неприемлемым для стандартов на окружающую среду Северной Америки или других чувствительных к окружающей среде рынков. Следовательно, должен быть использован процесс отгонки легких фракций СПГ или другая стадия фракционирования газа, которые в общем требуют испарения СПГ в испарительном барабане и отгонки легких фракций в деметанизаторе, работающем при низких давлениях, причем пар мгновенного испарения и/или верхний погон деметанизатора сжимаются до более высокого давления и повторно конденсируются в форме жидкости с использованием входящего СПГ как охладителя, и затем нагнетаются и испаряются в испарителях. Эти процессы являются энергетически неэффективными, когда высокие извлечения пропана и этана требуются для обработки более богатого СПГ (СПГ с высоким содержанием этана и пропана и более тяжелых углеводородов) для регулирования соответствия, потому что эти процессы потребовали бы работы испарительного барабана и деметанизатора при даже более низком давлении, что значительно увеличило бы затраты на сжатие. Примерный процесс и конфигурация регазификации описаны в патенте США, номер 6564579 на имя МеСайиеу.
В дополнение к удалению компонентов С2+, чтобы соответствовать теплотворным способностям продаваемого газа, имеются также возможности получения дохода посредством производства С2 и С3 для продажи, поскольку величина этих компонентов в ПГК в общем выше, чем эта величина в природном газе, особенно, когда этан может быть использован как исходное сырье для нефтехимии, и пропан и более тяжелые компоненты могут быть проданы как транспортируемое топливо. К сожалению, рынки потребителей этих жидких продуктов обычно находятся на значительном расстоянии от терминалов регазификации СПГ и должны быть установлены специализированные системы транспортирующих трубопроводов. Дополнительно, рынок С2 или С3 часто подвержен сезонным колебаниям. Поэтому имеется потребность обеспечить гибкость, которая дает возможность оборудованию работать либо по извлечению этана, либо по отводу этана (по извлечению только пропана), либо это дает возможность изменяющегося уровня извлечения этана. К сожалению, самые современные установки ПГК отказываются обращаться к этим режимам работы, впоследствии теряя потенциальные преимущества дохода при работе от извлечения этана до отвода этана или наоборот.
Следовательно, в то время как многочисленные процессы и установки для регазификации СПГ известны в этой области техники, все или почти все из них имеют один или большее число недостатков. Самое примечательное, что многие из известных в настоящее время процессов являются энергетически неэффективными и негибкими при соответствии требованиям на теплотворные способности и составы. Таким образом, все еще имеется потребность в обеспечении улучшенного оборудования и способов обработки газа при регазификации СПГ.
Настоящее изобретение относится к установкам и способам обработки СПГ, в которых давление одной части СПГ задается как давление обработки, при котором имеет место обработка СПГ, чтобы посредством этого выработать обработанный (типично бедный) СПГ. Образованный таким образом обработанный СПГ может затем далее сжиматься до давления поставки и объединяться со второй частью (типично необработанной) СПГ при давлении поставки, чтобы таким образом выработать СПГ с желательными и заданными химическим составом и теплотворной способностью. Предпочтительно обработка СПГ осуществляется в деметанизаторе с орошением, который дает возможность удаления и/или извлечения по меньшей мере 99% пропана и более 70% этана из СПГ.
В одном аспекте изобретения установка для обработки СПГ содержит источник СПГ, который обеспечивает первую часть СПГ и вторую часть СПГ. Блок обработки находится в сообщении по текучей среде с источником СПГ и принимает первую часть, причем блок удаляет более тяжелые компоненты из первой части, чтобы посредством этого производить бедный СПГ. Объединяющий блок затем объединяет бедный СПГ и вторую часть СПГ для образования обработанного СПГ.
Предпочтительно рассматриваемые установки для обработки СПГ содержат насос, который нагнетает по меньшей мере одну из первой и второй частей до давления подачи, и дополнительно включают деметанизатор, который принимает, по меньшей мере, долю второй части при давлении, более низком, чем давление подачи. Наиболее предпочтительно деметанизатор производит продукт верхнего погона, причем теплообменник охлаждает, по меньшей мере, долю пара верхнего погона деметанизатора, чтобы посредством этого производить поток орошения для деметанизатора, и/или причем теплообменник конденсирует, по меньшей мере, долю пара верхнего погона из сборника орошающей фракции деметанизатора, чтобы посредством этого производить бедный СПГ.
В дополнительных предпочтительных аспектах рассматриваемые установки для обработки СПГ имеют такую конфигурацию, чтобы объединять первую часть и бедный СПГ, чтобы посредством этого образовать обработанный СПГ, и обработанный СПГ затем нагнетается и испаряется при давлении в трубопроводе способом, хорошо известным в этой области техники. Кроме того, рассматриваемые установки могут также включать контрольный контур, который имеет такую конфигурацию, чтобы контро
- 2 010743 лировать отношение массовых расходов между первой и второй частью. При использовании таких контрольных контуров необходимо оценить, что теплотворная способность объединенного обработанного и необработанного СПГ может поддерживаться на заданном уровне, в то время как СПГ, входящий на установку, может иметь изменяемые химические составы и/или теплотворные способности. Там, где желательно, установка может дополнительно включать турбогенератор, который приводится в действие посредством расширения нагретой и сжатой доли первой части СПГ, чтобы посредством этого производить энергию.
В другом аспекте изобретения установка для обработки СПГ имеет теплообменник, который имеет такую конфигурацию, что, по меньшей мере, доля холодосодержания СПГ, проходящего через теплообменник, обеспечивает охлаждение для потока орошения деметанизатора и далее обеспечивает охлаждение для конденсации продукта верхнего погона сборника орошающей фракции деметанизатора, и в котором поток орошения и продукт верхнего погона сборника орошающей фракции деметанизатора производятся из СПГ, проходящего через теплообменник. Особенно предпочтительные установки также включают деметанизатор, который соединен с теплообменником, так что, по меньшей мере, доля СПГ, проходящего через теплообменник, подается в деметанизатор, чтобы посредством этого образовать по меньшей мере один из потока орошения деметанизатора и сконденсированного продукта верхнего погона сборника орошающей фракции деметанизатора. Наиболее типично, СПГ, проходящий через теплообменник, имеет давление между 2068 и 4136 кПа (300 и 600 фунтов на кв.дюйм ман.). С теплообменником может быть соединен насос, который нагнетает сконденсированный продукт верхнего погона сборника орошающей фракции деметанизатора до давления поставки, и может быть включен объединяющий блок, в котором сконденсированный продукт верхнего погона сборника орошающей фракции деметанизатора при давлении поставки объединяется с СПГ.
Следовательно, предложен способ обработки СПГ, в котором на одной стадии СПГ обеспечивается и нагнетается до давления подачи. На дальнейшей стадии СПГ разделяется при давлении подачи на первую и вторую часть. На следующей стадии давление первой части понижается до давления разделения, и более тяжелые компоненты отделяются из первой части при давлении разделения, чтобы посредством этого образовать бедный СПГ. На другой стадии бедный СПГ нагнетается до давления поставки, и бедный СПГ и вторая часть СПГ объединяются для образования обработанного СПГ.
Предпочтительное давление подачи находится между примерно 4826 и 8963 кПа (700 и 1300 фунтов на кв. дюйм ман.), в то время как давление разделения находится предпочтительно между примерно 2068 и 4482 кПа (300 и 650 фунтов на кв.дюйм ман.), и давление поставки находится предпочтительно между примерно 4826 и 8963 кПа (700 и 1300 фунтов на кв.дюйм ман.). Отделение более тяжелых компонентов из первой части типично осуществляется в деметанизаторе, который производит продукт верхнего погона деметанизатора, в котором наиболее предпочтительно по меньшей мере часть продукта верхнего погона деметанизатора конденсируется, чтобы посредством этого образовать бедный СПГ, и, возможно, другая часть продукта верхнего погона деметанизатора охлаждается для образования потока орошения для деметанизатора.
В особенно предпочтительных установках, где извлечение этана или отвод этана, или изменяющиеся уровни извлечения этана являются желательными, остатки со дна деметанизатора могут быть далее обработаны в колонне деэтанизатора, чтобы производить жидкость верхнего погона С2 и остаточный продукт С3+. В этом случае расход тепла на образование орошения из верхнего погона деэтанизатора может быть обеспечен за счет холодосодержания входящего СПГ. Отвод этана или изменяющийся уровень извлечения этана могут быть эффективно достигнуты посредством отклонения по меньшей мере части продукта жидкого этана из верхнего погона деэтанизатора для смешивания с бедным СПГ. Такая конфигурация дает возможность гибкости переключения между способом извлечения этана и отвода этана или наоборот, без изменения условий процесса в начале потока.
Различные задачи, отличительные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения, наряду с прилагаемыми чертежами, на которых:
фиг. 1 представляет собой схематический вид первой примерной установки в соответствии с предметом изобретения с удалением или извлечением 99% пропана из входящего СПГ;
фиг. 2 представляет собой схематический вид второй примерной установки в соответствии с предметом изобретения с удалением или извлечением более 70% этана и 99% пропана из входящего СПГ;
фиг. 3 представляет собой схематический вид третьей примерной установки в соответствии с предметом изобретения с удалением или извлечением 99% пропана из входящего СПГ с использованием встроенного теплообменника для конденсации орошения;
фиг. 4 представляет собой схематический вид четвертой примерной установки в соответствии с предметом изобретения для установки, в которой извлекаются С2 и С3, в то же время производится энергия;
фиг. 5 представляет собой схематический вид пятой примерной установки в соответствии с предметом изобретения для установки, в которой извлекается С3, в то же время производится энергия;
фиг. 6 представляет собой схематический вид шестой примерной установки в соответствии с пред
- 3 010743 метом изобретения с удалением или извлечением 99% пропана и извлечением от 2 до 70% этана из входящего СПГ, демонстрируя способ переключения между извлечением этана и отводом этана или изменяющимися уровнями извлечения этана;
фиг. 7 представляет собой схематический вид седьмой примерной установки в соответствии с предметом изобретения для поставки пропана или этана с использованием дозирующего трубопровода ПГК;
фиг. 8 представляет собой диаграмму, изображающую теплотворные способности СПГ из различных установок для экспорта СПГ на рынках Атлантического, Тихого океанов и Ближнего Востока;
фиг. 9 представляет собой диаграмму, изображающую химический состав СПГ для СПГ по фиг. 8.
Было обнаружено, что СПГ может быть обработан способом, который извлекает преимущество из относительно большого холодосодержания СПГ. Более конкретно, было обнаружено, что поток СПГ может нагнетаться до желаемого давления и затем использоваться, чтобы снабжать деметанизатор охлаждающим орошением и расходом тепла на конденсацию пара сборника орошающей фракции деметанизатора, чтобы посредством этого производить бедный СПГ, который может затем быть объединен с необработанным СПГ.
Возможно, холодосодержание СПГ может также снабжать деэтанизатор охлаждающим орошением. Наиболее предпочтительно нагнетаемый поток СПГ обрабатывается в деметанизаторе (и, возможно, в деэтанизаторе), чтобы посредством этого образовать потоки, которые охлаждаются посредством нагнетаемого СПГ. Такие установки дают возможность удаления или извлечения по меньшей мере 99% пропана и более 70% этана из СПГ. Когда отвод этана или изменяющиеся уровни извлечения этана являются желаемыми, остатки со дна деметанизатора могут быть дополнительно обработаны в колонне деэтанизаторе, чтобы производить жидкость верхнего погона С2 и остаточный продукт С3+, в которых отвод этана или изменяющееся извлечение этана могут быть эффективно достигнуты посредством отклонения по меньшей мере части продукта жидкого этана из верхнего погона деэтанизатора, чтобы смешать его с бедным СПГ.
В одном предпочтительном аспекте предмета изобретения, как изображено на фиг. 1, СПГ нагнетается и разделяется на две части (потоки 2 и 3), как необходимо для контроля теплотворной способности. Первая часть подвергается теплообмену с верхним погоном деметанизатора, производя холодное орошение и сконденсированный продукт верхнего погона деметанизатора (бедный СПГ), в то время как вторая часть (богатый СПГ) обходит байпасом часть контроля теплотворной способности. Потоки богатого СПГ и бедного СПГ могут затем быть объединены, чтобы производить продукт СПГ с желаемыми химическим составом и теплотворной способностью.
Более конкретно, и с дополнительной ссылкой на фиг. 1, расход СПГ на установке эквивалентен 500 млн нормальных куб.футов в сутки природного газа с типичным составом газа, показанным в таблице ниже. Поток 1 СПГ из хранилища или конденсатора для повторного сжижения пара (или другого подходящего источника) находится при давлении от примерно 103,35 до 551,2 кПа (от 15 до 80 фунтов на кв.дюйм абс.) и температуре типично от примерно -162,2 до -151,1°С (от -260 до -240°Р). Поток 1 нагнетается насосом 51 СПГ до подходящего давления, типично от примерно 4826 до примерно 8963 кПа (от примерно 700 до примерно 1300 фунтов на кв. дюйм ман.) и наиболее типично примерно 6890 кПа (1000 фунтов на кв.дюйм ман.) для образования потока сжатого СПГ, который разделяется на поток 2 и поток 3, как необходимо для контроля теплотворной способности. Более высокий расход потока 3 будет пропускать больше подаваемого СПГ в блок контроля теплотворной способности, таким образом понижая теплотворную способность трубопроводного газа 16. Там, где желаемыми являются высокие извлечения пропана (например, в связи с требованиями рынка), большая часть потока 1 СПГ будет обработана в блоке контроля теплотворной способности. Таким образом, необходимо признать, что посредством изменения отношения расходов между потоками 2 и 3 количество компонентов С2+ в трубопроводном газе может контролироваться, чтобы соответствовать конкретным требованиям рынка.
Давление потока 3 понижается в вентиле 53 для образования потока 4 при от примерно 3101,5 до 3446,7 кПа (450 до 500 фунтов на кв.дюйм ман.), который нагревается и частично испаряется в теплообменнике 54 посредством теплообмена с потоком 8 верхнего погона деметанизатора и потоком 10 пара из сепаратора орошения. Поток 5, выходящий из теплообменника, находится при от примерно -84,4 до 95,5°С (от -120 до -140°Р) и далее нагревается в подогревателе 55 с использованием теплоносителя (например, гликоля (поток 91)), образуя поток 6 при от примерно -84,4 до -81,7°С (от -120 до -115°Р). Двухфазный поток 6 затем подается в верхнюю секцию деметанизатора 56. Деметанизатор производит бедный природный пар 8 верхнего погона, в котором уменьшаются (или даже истощаются) пропан и более тяжелые компоненты и, по меньшей мере частично, истощается этан.
Деметанизатор 56 предпочтительно работает при от 3101,5 до 3446,7 кПа (от 450 до 500 фунтов на кв.дюйм ман.). Необходимо отметить, что ребойлер 57 боковых фракций может быть использован, чтобы помочь отгонке легких компонентов в потоке 17, отводимом из нижней секции деметанизатора, с теплоснабжением от потока 92 гликоля. Состав остатка на дне деметанизатора контролируется посредством температуры потока 7 при от примерно 37,8°С (100°Р), извлечение этана, до 93,3°С (200°Р), извлечение
- 4 010743 только пропана, с использованием ребойлера 58 остатков со дна. Таким образом, необходимо специально оценить, что в большинстве аспектов рассматриваемых конфигураций заданная точка температуры остатков со дна деметанизатора будет контролировать уровни извлечения и обеспечивать контроль теплотворной способности входящего СПГ. Давление остаточного продукта 7 может затем быть понижено с использованием вентиля 63, и он выпускается, как поток 20 СНГ.
Верхний погон 8 деметанизатора, который находится обычно при давлении от примерно 3101,5 до 3446,7 кПа (от 450 до 500 фунтов на кв. дюйм ман.) и температуре от примерно -67,8 до -28,9°С (от -90 до -20°Р), охлаждается и частично конденсируется в теплообменнике 54 при температуре от примерно -78,9 до -95,6°С (от -110 до -140°Р). Выработанный таким образом двухфазный поток 9 затем разделяется в сепараторе 59 на поток 11 жидкости и поток 10 бедного пара. Поток 11 жидкости, содержащий остаточные компоненты пропан и/или этан, нагнетается посредством насоса 60 орошения и возвращается на верх деметанизатора, как поток 12 холодного орошения. Поток 10 пара из сепаратора возвращается в теплообменник 54 и далее охлаждается и конденсируется, образуя поток 13.
Необходимо специально отметить, что теплообменник 54 верхнего погона обеспечивает две функции, снабжая деметанизатор орошением, которое является существенным, чтобы достичь высокого извлечения пропана и этана и конденсировать пар из сепаратора в жидкость, что дает возможность нагнетать жидкость, таким образом существенно сокращая капитальные затраты и эксплуатационные расходы. Поток 13 бедной жидкости, обычно при температуре от примерно -90 до -95,6°С (от -130 до -140°Р), нагнетается посредством насоса 61 до давления примерно 6890 кПа (1000 фунтов на кв.дюйм ман.), как необходимо для транспортировки по трубопроводу или объединения с потоком 2, богатого СПГ. Сжатый поток 14 бедного СПГ смешивается с потоком 2 богатого СПГ и далее нагревается в испарителе 62 до примерно 10°С (50°Р) или другой температуры, необходимой, чтобы соответствовать требованиям на трубопровод. Необходимо отметить, что подходящие источники тепла для испарителя СПГ включают все известные источники тепла (прямые источники тепла, как, например, огневые подогреватели, теплообменники с морской водой и т. д., или косвенные источники тепла, как, например, установки для теплопередачи с гликолем). Вентили 52 и 53 предпочтительно регулируются посредством системы контроля (не показана), которая регулирует массовый расход между потоками 2 и 3 до предопределенного отношения (наиболее типично, чтобы достичь желаемого химического состава и/или теплотворной способности).
Альтернативно, рассматриваемые объединение тепла и конфигурации процессы могут также быть использованы для извлечения этана, как изображено в примерной установке по фиг. 2. Здесь извлечение этана может быть изменено от 5% вплоть до 80%, как необходимо для контроля теплотворной способности потока 1, богатого СПГ. Что касается чисел, относящихся к компонентам на фиг. 2, необходимо отметить, что те же самые компоненты на фиг. 1 и 2 имеют те же самые числа на фиг. 2.
В общем, передняя сторона конфигурации по фиг. 2 подобна показанной на фиг. 1. Однако добавляется вторая колонна 64 (деэтанизатор), так что деэтанизатор принимает поток 7 жидкости из деметанизатора 56. Давление потока 7 понижается с использованием вентиля 63 до давления от примерно 1378 до 2412,5 кПа (от 200 до 350 фунтов на кв.дюйм ман.) для образования потока 19, который подается в среднюю секцию деэтанизатора 64. Необходимо оценить, что рабочее давление деэтанизатора может быть изменено, как требуется, чтобы соответствовать требованиям к давлению продукта этана. Поток 21 верхнего погона деэтанизатора выгодно, по меньшей мере частично, сконденсировать в теплообменнике 65 с использованием холодосодержания потока 14, бедного СПГ.
Двухфазный поток 22 при от примерно 0 до -1,1°С (от 0 до 30°Р) разделяется в сепараторе 66 на поток 23 жидкости и поток 25 продукта пара этана. Часть потока жидкости нагнетается посредством насоса 67 орошения и возвращается в верхний погон деэтанизатора, как поток 24 орошения. Возможно, там, где желаемым является продукт жидкий этан, часть жидкости может быть произведена, как поток 26. Пар этана может быть использован как источник топлива в испарителе СПГ с погруженным горением, используемом для того, чтобы снабдить топливом энергоустановку, и/или для нефтехимического производства. Деэтанизатор производит поток 20 остаточного продукта с теплоснабжением от ребойлера 68 (например, с использованием установки для теплопередачи с гликолем как источника тепла). Поток 15 бедного охлажденного СПГ может затем быть объединен с богатым СПГ и испарен в подогревателе 62, чтобы образовать трубопроводный газ 16, имеющий желаемые химический состав и/или теплотворную способность.
Альтернативно, теплообменник орошения из верхнего погона в деметанизаторе может быть встроен в колонну, как показано на примерной установке по фиг. 3. Здесь нагнетаемый богатый СПГ используется в конденсаторе 69 орошения из верхнего погона, встроенном в колонну, производя внутренний поток 10 орошения, который свободно протекает в нижнюю секцию колонны. Поток 6 нагретого СПГ из теплообменника 69 направляется в верхнюю секцию деметанизатора, ниже теплообменника 69 орошения. Снова, что касается чисел, относящихся к компонентам на фиг. 3, необходимо отметить, что те же самые компоненты на фиг. 1 и 3 имеют те же самые числа на фиг. 3.
Поэтому необходимо признать, что многочисленные преимущества могут быть достигнуты с ис
- 5 010743 пользованием установки в соответствии с предметом изобретения. Между прочим, необходимо оценить, что рассматриваемые установки (посредством изменения отношения разделения входящего потока СПГ и температуры в секции контроля теплотворной способности) дают возможность обрабатывать СПГ с изменяющимися составами и теплосодержаниями, в то же время производя «с расчетом на выгоду» природный газ и/или транспортируемое топливо СПГ для рынка Северной Америки или другого рынка, чувствительного к выделениям. Кроме того, рассматриваемые установки будут производить этан высокой чистоты как товарный продукт или как источник энергии для энергоустановки объединенного цикла.
В еще дополнительном рассматриваемом аспекте энергия может вырабатываться с использованием СПГ. Наиболее предпочтительно, источник тепла нагревает жидкую часть СПГ (обычно после прохода СПГ через теплообменник), причем СПГ может дополнительно нагнетаться до более высокого давления перед нагреванием. Нагнетаемый и нагретый таким образом СПГ затем расширяется, чтобы произвести работу в открытом цикле (обычно без типичной рециркуляции СПГ в известных конфигурациях) перед входом в деметанизатор. В особенно предпочтительных установках установка для обработки СПГ имеет деметанизатор и деэтанизатор, в которых деметанизатор удаляет компоненты С2+ из СПГ с использованием расширенного пара из детандера, как среды для отгонки легких фракций, и в которых расходы тепла на образование орошения в конденсаторе верхнего погона деметанизатора и деэтанизатора обеспечиваются за счет холодосодержания СПГ способом, по существу подобным тому, как описано выше на фиг. 1-3. Предпочтительно открытый цикл расширения СПГ снабжает по меньшей мере часть энергии, требуемой для установки регазификации СПГ. Однако, в альтернативных аспектах, выработанная таким образом энергия может также быть использована в других частях установки или быть продана выше номинальной стоимости.
Поэтому необходимо отметить, что рассматриваемые установки могут содержать насос и источник тепла, который нагревает первую часть сжиженного природного газа и детандер, в котором нагнетаемый и нагретый сжиженный природный газ расширяется, чтобы производить работу. Далее все еще является предпочтительным, чтобы по меньшей мере часть расширенного газа подавалась в деметанизатор как очищенный газ, чтобы производить бедный газ (по меньшей мере частично обедненный этаном) и остаточный продукт деметанизатора, в котором бедный газ может быть повторно сконденсирован с использованием, по меньшей мере, доли холодосодержания СПГ. Остаточный продукт деметанизатора может затем быть подан в деэтанизатор, который производит продукт этан и продукт сжиженный нефтяной газ.
Дополнительно или альтернативно, по меньшей мере часть расхода тепла на образование орошения в конденсаторе деметанизатора и деэтанизатора обеспечивается посредством холодосодержания части сжиженного природного газа перед тем, как источник тепла нагреет жидкую часть сжиженного природного газа, и/или вторая часть сжиженного природного газа (паровая часть) разделяется в деметанизаторе на бедный газ и остаточный продукт деметанизатора.
Что касается установок, производящих энергию по фиг. 4 и 5, необходимо отметить, что те же самые соображения применяются к соответствующим компонентам и условиям работы, как описано выше для установок в соответствии с фиг. 1-3. Здесь на фиг. 4 изображена установка, в которой вырабатывается энергия и в которой извлекаются компоненты С2 и С3, тогда как на фиг. 5 изображена установка, в которой вырабатывается энергия и в которой извлекаются компоненты С3.
В этих установках, после того, как СПГ нагнетается насосом 51 и нагревается в теплообменнике 54 до двухфазного потока, СПГ разделяется в сепараторе 151. Поток 101 пара из сепаратора подается в верхнюю секцию деметанизатора 56, и поток 102 жидкости из сепаратора нагнетается посредством бустер-насоса 152 СПГ от примерно 17225 до 24115 кПа (от 2500 до 3500 фунтов на кв.дюйм ман.), образуя поток 103. Сжатая жидкость нагревается посредством внешнего источника тепла в теплообменнике 153 с использованием теплоносителя 99, образуя поток 104 при от примерно 204,4 до 260°С (от 400 до 500°Р). Различные источники тепла могут быть применены, включая источники отработанного тепла из дымового газа, отработанного тепла процесса и тепла окружающей среды, и/или топливный огневой подогреватель, и выбор зависит от доступности и экономики. Поток 104 затем расширяется в детандере 154 до потока 105 при давлении от примерно 2757 до 3446,7 кПа (от 400 до 500 фунтов на кв.дюйм ман.), вырабатывая примерно 11190000 Вт (15000 ЛС), что может быть использовано для снабжения потребности в энергии процесса регазификации, включая насос 152, причем избыточная энергия экспортируется на продажу.
Поток 105, выходящий из детандера, при от примерно 93,3 до 148,9°С (от 200 до 300°Р) подается в деметанизатор 56, работающий при от 2757 до 3446,7 кПа (от 400 до 500 фунтов на кв.дюйм ман.). Необходимо особенно отметить, что поток 105 снабжает по меньшей мере частью, если не всем, теплом ребойлера, требуемым для деметанизатора. Расход тепла на образование орошения для деметанизатора 56 обеспечивается посредством входящего потока 4 СПГ в теплообменник 54. Необходимо особенно отметить, что такие конфигурации орошения/отгонки легких фракций являются автономными и обычно не требуют любого дополнительного расхода тепла. Если требуется, ребойлер 57 боковых фракций или ребойлер 58 остатков со дна могут быть использованы, чтобы дополнить потребность в тепле. Верхний погон 8 деметанизатора повторно конденсируется в теплообменнике 54, разделяется в сепараторе 59 на
- 6 010743 жидкость, нагнетаемую посредством насоса 60 для образования потока 12, и бедный СПГ 14 (через 10 и 13), дополнительно нагреваемый в теплообменниках 65 и 62. Необходимо отметить, что более высокое давление на входе в детандер может использоваться, чтобы увеличить выработку энергии и эффективность. Однако имеется экономический компромисс между более высокими доходами от энергии и более высокими затратами на оборудование. В большинстве случаев более высокое давление в детандере является желаемым только там, где электрическая энергия может быть продана выше номинальной стоимости.
В дополнительно рассматриваемых аспектах изобретения необходимо также отметить, что установка СПГ может также работать в режиме извлечения этана или отвода этана (извлечения пропана), как изображено в примерной установке по фиг. 6. Здесь извлечение этана может изменяться от примерно 2 до примерно 80%, как требуется, чтобы соответствовать потребности рынка этана. Термин «примерно», как он использован здесь в связи с числом, относится к диапазону +/- 10% от этого числа. Установка такого процесса подобна установке по фиг. 2 с некоторыми вариантами. Таким образом, что касается конфигураций по фиг. 6 и 7, необходимо отметить, что те же самые соображения применяются к соответствующим компонентам и условиям работы, как описано выше для установок в соответствии с фиг. 2.
В установках в соответствии с фиг. 6 система нагрева, богатого СПГ, имеет конфигурацию из одной или большего числа стадий нагревания и разделения перед деметанизатором 56. Поток 5 СПГ из теплообменника 54 нагревается с использованием расхода тепла на конденсацию орошения деэтанизатора в теплообменнике 65 и далее нагревается в теплообменнике 55 с использованием внешнего источника тепла 91, образуя поток 6. Двухфазный поток 6 затем разделяется в сепараторе 87, производя поток 73 пара мгновенного испарения, который направляется в верхнюю секцию деметанизатора 56 (через вентиль 86) , и поток 71 жидкости, который подается в среднюю секцию деметанизатора, как поток 72, после того, как поток жидкости нагревается посредством внешнего источника тепла 99 в теплообменнике 88. В общем, работа и режим деметанизатора и деэтанизатора подобны работе и режиму на установке по фиг. 2, за исключением того, что поток 26 жидкости С2 из верхнего погона деэтанизатора нагнетается посредством насоса 89 до примерно 8963 кПа (1300 фунтов на кв.дюйм ман.) или до давления в трубопроводе для продажи. Количество произведенного этана может быть изменено посредством отклонения по меньшей мере части потока 75 избыточного жидкого этана через вентиль 90, для того, чтобы смешать его с потоком 14 бедного СПГ (и/или потоком 2, богатого СПГ, и/или смесью потоков 2 и 14), образуя поток 77, перед нагреванием в традиционном испарителе 62 СПГ. Альтернативно, этот способ смешивания этана может быть использован для производства природного газа, когда желаемой является более высокая теплотворная способность для продажи в газопроводе посредством увеличения потока 75 этана. Таким образом, посредством изменения потока С2 с использованием отклоняющего вентиля 90 теплотворная способность природного газа может контролироваться, и количество произведенного этана может быть изменено, чтобы соответствовать требованиям к оборудованию, независимо от теплотворных способностей импортируемого СПГ.
Аналогично, рассматриваемые установки для извлечения ПГК также могут работать, чтобы производить жидкий продукт пропан и этан, который может нагнетаться и транспортироваться к отдаленным местоположениям через дозирующий трубопровод, как показано в установке по фиг. 7, подобной установке по фиг. 6 с некоторыми вариантами. Таким образом, что касается установки по фиг. 7, необходимо отметить, что те же самые соображения относятся к соответствующим компонентам и режимам работы, как описано выше для установок в соответствии с фиг. 6.
Здесь, один трубопровод используется, чтобы транспортировать либо С2, либо С3+ в альтернативном режиме к различным системам трубопроводов или местам производства и дополнительно включает хранение жидкости, нагнетание и дозирующий трубопровод. Наиболее типично, предусмотрены емкости для хранения жидкого продукта на один день или большее число дней, чтобы гарантировать стабильную работу резервуара 100 для хранения продукта С3+ и резервуара 101 для хранения продукта С2. Насосы 89 и 102 высокого давления для жидкого продукта соответственно используются, чтобы нагнетать продукт С2 или С3+ в трубопровод 104 ПГК, работающий типично при 8963 кПа (1300 фунтов на кв.дюйм ман.) или более высоком давлении. При использовании одного трубопровода для поставки продукта С2 и С3+ в режиме дозирования исключается потребность в двух специализированных трубопроводах для С2 и С3+, значительно понижая затраты, связанные с трубопроводом.
Поэтому необходимо отметить, что многочисленные преимущества могут быть достигнуты с использованием установок в соответствии с предметом изобретения. Например, рассматриваемые установки обеспечивают высокоэффективный цикл выработки энергии из СПГ, который может быть соединен с блоком контроля теплотворной способности с использованием фракционирования и повторной конденсации. Рассматривая другие перспективы, необходимо отметить, что установки, рассматриваемые здесь, дают возможность того, чтобы установки регазификации СПГ были менее зависимы от внешнего источника энергии, таким образом делая такие установки даже более экономичными и гибкими, в то же самое время обеспечивая возможность обработки СПГ с изменяющимися составами и теплосодержаниями, чтобы соответствовать техническим условиям на трубопроводы.
Предпочтительные установки являются подходящими как дополнительный блок для новой уста
- 7 010743 новки или как модернизированная установка для контроля теплотворной способности входящего СПГ, производя бедный СПГ, СНГ и этан. Посредством контроля части подаваемого СПГ и уровней удаления пропана и этана могут поддерживаться желаемая теплотворная способность или расход жидкого продукта. Любой тип источников тепла для регазификации считается подходящим, однако особенно предпочтительные источники тепла включают отработанное тепло от энергоустановки.
Таким образом, необходимо признать, что в некоторых предпочтительных установках деметанизатор и деэтанизатор работают таким образом, при котором деметанизатор удаляет компоненты С2+ из СПГ с использованием тепла ребойлера и/или ребойлера боковых фракций, и в котором по меньшей мере часть расхода тепла на конденсацию орошения деметанизатора обеспечивается посредством холодосодержания, богатого СПГ. Кроме того, охлаждение конденсатора верхнего погона деэтанизатора может быть обеспечено посредством охлаждения от бедного СПГ после того, как бедный СПГ нагнетается до давления в трубопроводе. Поэтому, в одном аспекте предмета изобретения, по меньшей мере часть верхнего погона деметанизатора охлаждается, частично конденсируется и разделяется, и отделенная жидкость возвращается в деметанизатор, как орошение, с бедным газом из сепаратора (частично или полностью обедненным этаном), дополнительно охлаждается и конденсируется посредством входящего СПГ, образуя жидкую фазу. Жидкая фаза затем дополнительно нагнетается до давления в трубопроводе, обеспечивая потребность в охлаждении деэтанизатора, и затем нагревается в традиционных испарителях. Остаточный продукт деметанизатора может быть подан в деэтанизатор, который производит продукт пар этана и/или жидкий этан и продукт сжиженный нефтяной газ, в котором, по меньшей мере, в некоторых установках продукт этан используется как топливо в испарителях или используется как топливный газ в энергоустановке, или продается как исходное сырье для химии. В дальнейших предпочтительных аспектах рассматриваемых установок по меньшей мере часть расхода тепла на конденсацию орошения деэтанизатора может быть обеспечена посредством холодосодержания части сжиженного природного газа после того, как пар из сепаратора орошения деметанизатора конденсируется и нагнетается до давления в трубопроводе.
Альтернативно или дополнительно, рассматриваемые установки могут включать деэтанизатор, в котором входящий СПГ (богатый газ) или выходящий СПГ (бедный газ) обеспечивает расход тепла на конденсацию орошения для деэтанизатора перед тем, как СПГ нагревается до технических условий на трубопровод. По меньшей мере, в некоторых таких установках деметанизатор может производить остаточный продукт, который подается в деэтанизатор, в которых деэтанизатор производит продукт сжиженный нефтяной газ (С3+) и продукт этан, который может затем быть продан как исходное сырье для нефтехимии или сжигаться как топливо для турбины в энергоустановке объединенного цикла. Там, где это подходит (например, чтобы уменьшить заботы о безопасности), нагревание первой части обеспечивается посредством жидкого теплоносителя (например, смеси гликоля с водой), который передает тепло от источников тепла, как, например, топливного огневого подогревателя, окружающего воздуха, системы циркуляции воды, воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины, выпуска паровой турбины, блока регенерации тепла и/или потока дымового газа. Рассматривая другие перспективы, рассматриваемые установки будут принимать подаваемый сжиженный природный газ, который разделяется на первую часть и вторую часть, в которых первая часть входит в секцию контроля теплотворной способности и в которых вторая часть подается в испаритель (наиболее предпочтительно после объединения с бедным СПГ).
В дополнительных рассматриваемых установках извлечение этана отвод этана или изменяющиеся уровни производства этана удовлетворяются посредством отклонения по меньшей мере части жидкого продукта этана из верхнего погона деэтанизатора, чтобы смешать его с бедным СПГ перед нагреванием в традиционных испарителях. Такая установка дает возможность гибкого переключения между режимом извлечения этана и отвода этана или наоборот, что может быть необходимо, чтобы соответствовать техническим условиям на теплотворную способность продаваемого газа или чтобы приспосабливаться к изменениям требований на рынке этана, в то же время поддерживая, по существу, тот же режим процесса в деметанизаторе и деэтанизаторе для всех работ. Рассматриваемые установки для извлечения ПГК могут также работать, чтобы производить продукты пропан и этан, которые можно транспортировать к отдаленным системам трубопроводов или промышленным участкам через один дозирующий трубопровод, работающий при переменных режимах. Использование дозирующего трубопровода исключило необходимость в двух специализированных трубопроводах для продуктов С2 и С3+, значительно уменьшая стоимость трубопровода.
Примеры.
Примерный расчет компонентов в выбранных потоках.
В примерной установке, по существу, идентичной установке, как показано на фиг. 1, была рассчитана мольная фракция различных компонентов выбранных потоков, и результаты перечислены в таблице ниже. СНГ представляет собой поток 20 - фракцию С3+ со дна деметанизатора, и трубопроводный газ изображен, как поток 16.
- 8 010743
Компонент Пода ваемый СПГ э тан с нг Трубопро вод ный газ
N2 0,00 0 0 0,0073
65 ,0000 , 0000
С1 0.88 0 0 0,9878
16 ,0176 , 0000
С2 0,05 0 0 0,0042
22 , 9723 , 0053
СЗ 0,03 0 0 0,0006
28 ,0092 , 5407
104 0, 00 0 0 0,0000
71 , 0000 , 1206
N04 0, 01 0 0 0,0000
07 ,0000 ,1818
1С5 0,00 0 0 0,0000
40 ,0000 , 0673
N05 0,00 0 0 0,0000
20 ,0000 ,0337
С6+ 0,00 0 0 0,0000
30 , 0000 ,0505
Теплотворная 1,15 1 2 999
способность, 3 ,750 ,985
БТЕ/нормальный
куб.фут (ННУ)
Миллионов 500 2 3 450
нормальных 5 0
куб.футов в
сутки
Баррелей в 218, 1 2 181,000
день ООО 6, 000 1,000
Таким образом, были раскрыты конкретные варианты осуществления и применения установок и способов регазификации СПГ. Должно быть очевидно, однако, специалистам в этой области техники, что имеется намного больше модификаций помимо тех, что уже описаны, являются возможными без выхода здесь из концепций изобретения. Предмет изобретения, поэтому, не должен быть ограничен, за исключением сущности прилагаемых пунктов формулы изобретения. Кроме того, в интерпретации как описания, так и пунктов формулы изобретения, все термины должны интерпретироваться самым широким возможным образом, совместимым с контекстом. В частности, термины «содержит» и «содержащий» должны интерпретироваться, как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям неисключительным способом, обозначая, что элементы, компоненты или стадии, на которые дается ссылка, могут присутствовать или использоваться, или объединяться с другими элементами, компонентами или стадиями, на которые ссылка явно не дается. Кроме того, там, где определение или использование термина в ссылке, которая включена сюда в качестве ссылки, является противоречивым или противоречащим определению этого термина, предусмотренному здесь, применяется определение этого термина, предусмотренное здесь, и определение этого термина в ссылке не применяется.

Claims (17)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Установка для регазификации сжиженного природного газа, (СПГ), содержащая разделитель потока СПГ на первую и вторую части с давлением выше давления регазификации; устройство для понижения давления второй части до давления регазификации;
    сепаратор, разделяющий первую часть СПГ на тяжелые компоненты и поток обедненного СПГ, блок для объединения потока обедненного СПГ и второй части потока СПГ с образованием объединенного потока СПГ для регазификации и испаритель для регазификации объединенного потока СПГ.
    - 9 010743
  2. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что на входе содержит насос, способный поднимать давление потока СПГ выше давления регазификации.
  3. 3. Установка по п.2, отличающаяся тем, что сепаратор представляет собой деметанизатор.
  4. 4. Установка по п.3, отличающаяся тем, что деметанизатор дополнительно содержит теплообменник, вход охлаждающего контура которого связан с деметанизатором по потоку продукта верхнего погона, а выход связан с деметанизатором по потоку орошения.
  5. 5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит сборник орошающей фракции деметанизатора для конденсации, по меньшей мере, доли продукта верхнего погона с получением обедненного СПГ.
  6. 6. Установка по п.5, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второй насос, установленный по ходу потока обедненного СПГ для нагнетания его давления до давления поставки.
  7. 7. Установка по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит деэтанизатор, связанный с деметанизатором по его остаточному продукту и производящий продукт верхнего погона С2 и остаточный продукт С3+.
  8. 8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что дополнительно содержит конденсатор верхнего погона деэтанизатора, выполненный с возможностью охлаждения продукта верхнего погона С2 с использованием холодосодержания первой части СПГ.
  9. 9. Установка по п.4, отличающаяся тем, что дополнительно содержит сепаратор, связанный с выходом нагревающего контура теплообменника, и последовательно установленные на выходе сепаратора по ходу потока жидкой фазы насос и генератор, который приводится в действие посредством расширения нагретой и сжатой доли первой части потока СПГ.
  10. 10. Установка для регазификации сжиженного природного газа, (СПГ), содержащая разделитель потока СПГ на первую и вторую части, установленные по ходу первой части потока СПГ теплообменник и деметанизатор, при этом вход охлаждающего контура теплообменника связан с деметанизатором по потоку продукта верхнего погона, а выход связан с деметанизатором по потоку орошения через сборник орошающей фракции, причем теплообменник способен конденсировать, по меньшей мере, долю продукта верхнего погона с получением потока орошения и обедненного СПГ, а также блок для объединения потока обедненного СПГ и второй части потока СПГ с образованием объединенного потока СПГ для регазификации, и испаритель для регазификации объединенного потока СПГ.
  11. 11. Установка по п.10, отличающаяся тем, что на выходе сборника орошающей фракции по ходу потока обедненного СПГ содержит насос, способный нагнетать давление в потоке обедненного СПГ до давления поставки.
  12. 12. Способ регазификации сжиженного природного газа (СПГ), в котором нагнетают СПГ до давления подачи;
    разделяют СПГ при давлении подачи на первую и вторую части;
    подают первую часть к сепаратору при давлении разделения, которое ниже, чем давление подачи, и отделяют более тяжелые компоненты из первой части при давлении разделения, образуя поток обедненного СПГ;
    нагнетают давление в потоке обедненного СПГ до давления поставки;
    объединяют поток обедненного СПГ и вторую часть СПГ, образуя объединенный поток СПГ, и испаряют объединенный поток СПГ.
  13. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что давление подачи и давление поставки находится между 4825 и 8963 кПа, а давление разделения находится между 2068 и 4482 кПа.
  14. 14. Способ по п.12, отличающийся тем, что отделение более тяжелых компонентов из первой части осуществляют в деметанизаторе, который производит продукт верхнего погона деметанизатора.
  15. 15. Способ по п.14, отличающийся тем, что по меньшей мере одну часть продукта верхнего погона деметанизатора конденсируют, образуя обедненный СПГ и, возможно, другую часть продукта верхнего погона деметанизатора охлаждают, образуя поток орошения для деметанизатора.
  16. 16. Способ по п.12, отличающийся тем, что отделение более тяжелых компонентов из первой части осуществляют в деметанизаторе и в деэтанизаторе, причем остаточный продукт деметанизатора подается в деэтанизатор.
  17. 17. Способ по п.12, отличающийся тем, что отвод этана или изменяющиеся уровни извлечения этана осуществляют посредством смешивания части продукта жидкого этана из верхнего погона деэтанизатора с обработанным СПГ из деметанизатора.
EA200700221A 2004-06-30 2005-06-27 Установка (варианты) и способ регазификации сжиженного природного газа EA010743B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US58461104P 2004-06-30 2004-06-30
US68318105P 2005-05-20 2005-05-20
PCT/US2005/022880 WO2006004723A1 (en) 2004-06-30 2005-06-27 Lng regasification configurations and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200700221A1 EA200700221A1 (ru) 2007-08-31
EA010743B1 true EA010743B1 (ru) 2008-10-30

Family

ID=35783200

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700221A EA010743B1 (ru) 2004-06-30 2005-06-27 Установка (варианты) и способ регазификации сжиженного природного газа

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20080264100A1 (ru)
EP (1) EP1782010A4 (ru)
AU (1) AU2005259965B2 (ru)
CA (1) CA2574601C (ru)
EA (1) EA010743B1 (ru)
MX (1) MX2007000929A (ru)
NO (1) NO334716B1 (ru)
WO (1) WO2006004723A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU170011U1 (ru) * 2016-11-22 2017-04-11 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Самарский национальный исследовательский университет имени академика С.П. Королева" Криогенный насос-газификатор

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9360249B2 (en) 2004-01-16 2016-06-07 Ihi E&C International Corporation Gas conditioning process for the recovery of LPG/NGL (C2+) from LNG
FR2893627B1 (fr) * 2005-11-18 2007-12-28 Total Sa Procede pour l'ajustement du pouvoir calorifique superieur du gaz dans la chaine du gnl.
CA2651489C (en) * 2006-05-23 2012-07-17 Fluor Technologies Corporation High ethane recovery configurations and methods in lng regasification facilities
US9470452B2 (en) * 2006-07-27 2016-10-18 Cosmodyne, LLC Imported LNG treatment
EP2054686A2 (en) * 2006-08-23 2009-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for the vaporization of a liquid hydrocarbon stream
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
US20080202161A1 (en) * 2006-12-04 2008-08-28 Vazquez-Esparragoza Jorge Javi Method for adjusting heating value of lng
EP2137454A4 (en) * 2007-04-13 2017-09-20 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for offshore lng regasification and heating value conditioning
US20080264099A1 (en) * 2007-04-24 2008-10-30 Conocophillips Company Domestic gas product from an lng facility
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
US20100122542A1 (en) * 2008-11-17 2010-05-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and apparatus for adjusting heating value of natural gas
US9683703B2 (en) * 2009-08-18 2017-06-20 Charles Edward Matar Method of storing and transporting light gases
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
AU2011280115A1 (en) * 2010-07-21 2013-01-10 Synfuels International, Inc. Methods and systems for storing and transporting gases
SG190306A1 (en) * 2010-10-20 2013-06-28 Kirtikumar Natubhai Patel Process for separating and recovering ethane and heavier hydrocarbons from lng
DE102010056581B4 (de) * 2010-12-30 2013-04-04 Gea Batignolles Technologies Thermiques Anordnung zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US10852060B2 (en) * 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
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
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
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
US20140338393A1 (en) * 2013-05-13 2014-11-20 Rustam H. Sethna Methods for blending liquefied natural gas
US10288347B2 (en) 2014-08-15 2019-05-14 1304338 Alberta Ltd. Method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
JP6527714B2 (ja) * 2015-02-25 2019-06-05 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 液体燃料ガスの供給装置および供給方法
WO2017045055A1 (en) 2015-09-16 2017-03-23 1304342 Alberta Ltd. A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng)
EP3600611A4 (en) * 2017-03-20 2020-12-16 ConocoPhillips Company ALTERNATIVE DESIGN TO TWO RICH REFLUX HRU COLUMNS
JP7026470B2 (ja) * 2017-09-29 2022-02-28 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 天然ガスの製造装置および天然ガスの製造方法
JP7051372B2 (ja) * 2017-11-01 2022-04-11 東洋エンジニアリング株式会社 炭化水素の分離方法及び装置
JP7246285B2 (ja) * 2019-08-28 2023-03-27 東洋エンジニアリング株式会社 リーンｌｎｇの処理方法及び装置
CN112344204A (zh) * 2020-10-23 2021-02-09 中国石油化工股份有限公司 一种低温乙烷装车方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3405530A (en) * 1966-09-23 1968-10-15 Exxon Research Engineering Co Regasification and separation of liquefied natural gas
US5114451A (en) * 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
US6564579B1 (en) * 2002-05-13 2003-05-20 Black & Veatch Pritchard Inc. Method for vaporizing and recovery of natural gas liquids from liquefied natural gas
US20050155381A1 (en) * 2003-11-13 2005-07-21 Foster Wheeler Usa Corporation Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1002566A (en) * 1964-08-10 1965-08-25 Conch Int Methane Ltd Improved method of processing natural gas
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
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
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
US6907752B2 (en) * 2003-07-07 2005-06-21 Howe-Baker Engineers, Ltd. Cryogenic liquid natural gas recovery process
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US20090056371A1 (en) * 2005-03-22 2009-03-05 Paramasivam Senthil Kumar Method and Apparatus for Deriching a Stream of Liquefied Natural Gas
US7530236B2 (en) * 2006-03-01 2009-05-12 Rajeev Nanda Natural gas liquid recovery
US20080202161A1 (en) * 2006-12-04 2008-08-28 Vazquez-Esparragoza Jorge Javi Method for adjusting heating value of lng

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3405530A (en) * 1966-09-23 1968-10-15 Exxon Research Engineering Co Regasification and separation of liquefied natural gas
US5114451A (en) * 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
US6564579B1 (en) * 2002-05-13 2003-05-20 Black & Veatch Pritchard Inc. Method for vaporizing and recovery of natural gas liquids from liquefied natural gas
US20050155381A1 (en) * 2003-11-13 2005-07-21 Foster Wheeler Usa Corporation Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU170011U1 (ru) * 2016-11-22 2017-04-11 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Самарский национальный исследовательский университет имени академика С.П. Королева" Криогенный насос-газификатор

Also Published As

Publication number Publication date
NO20070553L (no) 2007-03-12
AU2005259965B2 (en) 2009-09-10
CA2574601A1 (en) 2006-01-12
CA2574601C (en) 2009-08-11
AU2005259965A1 (en) 2006-01-12
EP1782010A4 (en) 2014-08-13
NO334716B1 (no) 2014-05-12
US20080264100A1 (en) 2008-10-30
EA200700221A1 (ru) 2007-08-31
WO2006004723B1 (en) 2006-08-17
MX2007000929A (es) 2007-04-16
WO2006004723A1 (en) 2006-01-12
EP1782010A1 (en) 2007-05-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA010743B1 (ru) Установка (варианты) и способ регазификации сжиженного природного газа
EP1789739B1 (en) Method of extracting ethane from liquefied natural gas
US7600396B2 (en) Power cycle with liquefied natural gas regasification
KR101407771B1 (ko) 액화 천연 가스 처리
CA2620056C (en) Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from lng
US7299655B2 (en) Systems and methods for vaporization of liquefied natural gas
EA009649B1 (ru) Установка и способ обработки пара сжиженного природного газа
EA011918B1 (ru) Объединенная установка для регазификации сжиженного природного газа и разделения компонентов сопутствующего газа
MX2007007021A (es) Configuraciones y metodos para regasificacion de gas natural licuado y control de valor calorico.
JP2010523921A (ja) 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
EP1118827A1 (fr) Procédé de liquéfaction partielle d'un fluide contenant des hydrocarbures tel que du gaz naturel
EP2132508A2 (en) Method and apparatus for separating one or more c2+ hydrocarbons from a mixed phase hydrocarbon stream
RU2607198C2 (ru) Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции
CN109748772B (zh) 从lng中分离和回收烃类的设备
CN100507416C (zh) 液化天然气蒸气处理构型和方法
TWI774783B (zh) 天然氣的製造裝置以及天然氣的製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY RU