EA027637B1 - Способ переработки и система переработки природного газа - Google Patents
Способ переработки и система переработки природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA027637B1 EA027637B1 EA201492028A EA201492028A EA027637B1 EA 027637 B1 EA027637 B1 EA 027637B1 EA 201492028 A EA201492028 A EA 201492028A EA 201492028 A EA201492028 A EA 201492028A EA 027637 B1 EA027637 B1 EA 027637B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- natural gas
- gas
- helium
- membrane
- separation unit
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 558
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 273
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 71
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 196
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims abstract description 178
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 178
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 178
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 155
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 134
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 51
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 48
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 48
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 38
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 22
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 13
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 11
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- SWQJXJOGLNCZEY-BJUDXGSMSA-N helium-3 atom Chemical compound [3He] SWQJXJOGLNCZEY-BJUDXGSMSA-N 0.000 description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 4
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 4
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 239000010408 film Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N sec-butylidene Natural products CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000013421 nuclear magnetic resonance imaging Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000002250 progressing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003377 silicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002887 superconductor Substances 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B23/00—Noble gases; Compounds thereof
- C01B23/001—Purification or separation processes of noble gases
- C01B23/0036—Physical processing only
- C01B23/0042—Physical processing only by making use of membranes
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/18—Noble gases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/24—Hydrocarbons
- B01D2256/245—Methane
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/10—Single element gases other than halogens
- B01D2257/11—Noble gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2210/00—Purification or separation of specific gases
- C01B2210/0029—Obtaining noble gases
- C01B2210/0031—Helium
-
- 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
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
-
- 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
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/46—Compressors or pumps
-
- 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
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/48—Expanders, e.g. throttles or flash tanks
-
- 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
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
- C10L2290/548—Membrane- or permeation-treatment for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
- Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Способ переработки природного газа согласно изобретению включает в себя этап адиабатического сжатия неочищенного природного газа, содержащего газообразный гелий, этап сепарирования газообразного гелия из неочищенного природного газа с помощью пропуска адиабатически сжатого неочищенного природного газа через блок мембранной сепарации, этап подачи неочищенного природного газа, из которого газообразный гелий сепарирован, на терминал по трубопроводу и этап нагнетания под давлением газообразного гелия, сепарированного из неочищенного природного газа, в подземный пласт хранилища.
Description
Изобретение относится к способу переработки и системе переработки природного газа, которые предназначены для получения продукта переработки природного газа из неочищенного природного газа.
Приоритет испрашивается по заявке РСТ 1и1етпайопа1 Αρρίίοαίίοη Νο. РСТ/1Р2012/062497, выложена 16 мая 2012 г., полностью включена в данном документе в виде ссылки.
Уровень техники
В некоторых случаях неочищенный природный газ, полученный при разработке газового месторождения или т.п., содержит газообразный гелий в дополнение к нефти, углеводородам в виде конденсата и т.п., а также примеси, такие как вода и азот. При производстве товарного продукта переработки природного газа возникает ситуация, когда переработка выполняется не только для удаления указанных углеводородов и примесей, но также газообразного гелия из неочищенного природного газа.
Как средство сепарирования газообразного гелия из неочищенного природного газа согласно грубой классификации применяют три способа: способ криогенной дистилляции, способ адсорбции/абсорбции и способ мембранной сепарации. Способ криогенной дистилляции является способом сепарации с помощью дистилляции, использующим разницу температуры кипения газа. В способе криогенной дистилляции неочищенный природный газ, содержащий газообразный гелий, адиабатически расширяется для охлаждения, и основные компоненты за исключением гелия сжижаются, при этом отделяют газообразный гелий (например, ссылка на РТЬ 1).
В способе адсорбции/абсорбции неочищенный природный газ вводят в контакт с заданным адсорбентом или абсорбентом для адсорбирования или абсорбирования только газообразного гелия в адсорбент или абсорбент, и газообразный гелий десорбируется из адсорбента или абсорбента с использованием перепада температуры или перепада давления. Кроме того, в способе адсорбции/абсорбции, компоненты за исключением гелия адсорбируются адсорбентом или абсорбентом для увеличения концентрации гелия, при этом сепарируется газообразный гелий (например, ссылка на РТЬ 2).
Способ мембранной сепарации является способом сепарации, в котором, например, применяется мембрана для выборочной сепарации молекул или атомов согласно их размерам или свойствам, и используется явление, когда в основном газообразный гелий проникает через мембрану при вводе неочищенного природного газа в контакт с одной стороной мембраны, при этом с другой стороны мембраны создается уменьшенное давление, здесь используют разную скорость прохода через мембрану компонентов неочищенного природного газа (например, ссылка на РТЬ 3).
Примеси, включающие в себя газообразный гелий, удаляются из неочищенного природного газа на терминале, который соединяется с газовым месторождением трубопроводом. Количество газообразного гелия значительно варьируется в зависимости от места добычи природного газа, и неочищенный природный газ, добытый из нескольких районов добычи, содержит количество газообразного гелия весьма значительно превышающее его количество в других районах добычи. При сепарации газообразного гелия из неочищенного природного газа, содержащего большое количество газообразного гелия, как описано выше, создается проблема переработки газообразного гелия, полученного с помощью сепарации. Законы и правила некоторых стран-производителей природного газа запрещают выпуск газообразного гелия, сепарированного из неочищенного природного газа в атмосферу, и в некоторых случаях требуется сбор заданной части или больше газообразного гелия.
Гелий применяется в охлаждении до сверхнизких температур сверхпроводников, в ядерномагнитно-резонансной томографии в медицине и т.п., и позиционируется как ценный природный ресурс, но объемы его потребления невелики, и поэтому простая поставка гелия на рынок не гарантирует коммерческого успеха.
Когда коммерческий успех не прогнозируют, и поставка на рынок не представляется возможной, становится необходимой переработка собранного газообразного гелия любым подходящим средством. Например, когда излишки газообразного гелия хранятся в построенном при терминале хранилище, возникают не только затраты на строительство сооружения, но также эксплуатационные затраты, и таким образом значительные усилия и средства тратятся на хранение газообразного гелия, который не имеет перспектив отгрузки в виде товарного продукта. Поэтому в областях добычи, где природный газ содержит много газообразного гелия, природный газ активно не производится.
Перечень ссылок
Патентная литература.
[РТЬ 1] 1арапезе Ииехатшеб Ра1еп1 Αρρίίοαίίοη. Ρίτδΐ РиЬксайои Νο. 2005-509831.
[РТЬ 2] РиЬНзкеб 1арапезе ТгапЧабоп Νο. Н2-503522 οί РСТ 1п1егпаИопа1 РиЬйсайоп.
[РТЬ 3] 1арапезе Ииехатшеб Ра1еп1 Аррксабоп, Ρίτδΐ РиЬксайоп Νο. 2003-342009.
Сущность изобретения
Проблема, решаемая изобретением.
Вместе с тем, потребность в ископаемом топливе для производства энергии возрастает вследствие последних проблем в атомной энергетике, и даже в областях добычи, где природный газ содержит много газообразного гелия, промышленная добыча природного газ газа комплексно продвигается.
В качестве способа переработки излишков газообразного гелия предложен способ, в котором газо- 1 027637 образный гелий нагнетается в хранилище в подземном пласте. Согласно данному способу обеспечивается переработка газообразного гелия без строительства сооружения для хранения. Вместе с тем, поскольку присутствие пласта, пригодного для нагнетания газообразного гелия в районе терминала, не гарантировано, когда применяется данный способ, газообразный гелий удаляют из неочищенного природного газа предпочтительно вблизи эксплуатационной скважины, из которой получают неочищенный природный газ. Гелий удаляют здесь, поскольку в геологической среде газового месторождения, на котором природный газ добывают, имеется с высокой вероятностью пласт, пригодный для хранения и обеспечивающий нагнетание газообразного гелия под землю под давлением. Изобретение сделано на основе описанного заключения, и задачей изобретения является обеспечение производства продукта переработки природного газа без приложения значительных усилий и затрат на переработку газообразного гелия, полученного в процессе добычи природного газа.
Средство решения проблемы
Способ производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения включает в себя этап адиабатического сжатия неочищенного природного газа, содержащего газообразный гелий, этап сепарирования газообразного гелия из неочищенного природного газа с помощью пропуска адиабатически сжатого неочищенного природного газа через блок мембранной сепарации, этап подачи неочищенного природного газа, из которого газообразный гелий сепарирован, на терминал по трубопроводу и этап нагнетания газообразного гелия, сепарированного из неочищенного природного газа, в подземный пласт хранения.
В прошлом неочищенный природный газ сжимали на газовом месторождении после добычи и подавали на удаленный терминал, используя перепад давления между впуском в трубопровод на стороне месторождения и выпуском из трубопровода на стороне терминала.
В изобретении с учетом описанного выше неочищенный природный газ сжимается, т.е. проходит адиабатическое сжатие для увеличения температуры, и затем пропускается через блок мембранной сепарации, газообразный гелий при этом сепарируется из неочищенного природного газа. Газообразный гелий, сепарированный из неочищенного природного газа, возвращается под землю вблизи газового месторождения с помощью нагнетания газообразного гелия в пласт хранения. При этом неочищенный природный газ, из которого газообразный гелий сепарирован, подается на удаленный терминал с использованием перепада давления способом аналогичным способу известной техники после прохода через блок мембранной сепарации.
Согласно изобретению, поскольку неочищенный природный газ имеющий давление и температуру, увеличенные адиабатическим сжатием, пропускается через блок мембранной сепарации, и затем газообразный гелий, сепарируется из неочищенного природного газа с использованием перепада давления на сепарационной мембране с учетом сжатия неочищенного природного газа, которое осуществляется соответствующей техникой для транспортировки природного газа на дальнее расстояние, сооружение сепарации газообразного гелия стоит меньше, чем другое сооружение в котором применяется способ криогенной дистилляции или способ адсорбции/абсорбции. Кроме того, сепарационная мембрана, выполненная из неорганического пористого материала, имеет отличные показатели сепарации газообразного гелия, нагретого до конкретной температуры, и поэтому нагрев неочищенного природного газа с помощью адиабатического сжатия также является эффективным. Кроме того, поскольку газообразный гелий, сепарированный из неочищенного природного газа, возвращается под землю вблизи газового месторождения с помощью нагнетания гелия в пласт хранения, не требуется строить новое дополнительное сооружение хранения.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения сепарационная мембрана, включенная в состав блока мембранной сепарации, может выполняться из неорганического пористого материала, имеющего многочисленные микроскопические поры.
Согласно данному способу возможна реализация эффективной сепарации газообразного гелия с применением простой конфигурации.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения микроскопические поры в сепарационной мембране могут иметь диаметр от 0,26 до 0,43 нм. При этом диаметр микроскопических пор в изобретении относится к средней величине диаметров многочисленных микроскопических пор.
Согласно данному способу диаметр микроскопических пор в сепарационной мембране установлен в 0,26 нм или больше, что является кинетическим диаметром молекул гелия, т.е. диаметром, полученным с учетом движения молекул. Поэтому, когда неочищенный природный газ подается на одну поверхность сепарационной мембраны, молекулы гелия, содержащиеся в неочищенном природном газе, проходят через микроскопические поры в сепарационной мембране, и перемещаются к другой поверхности сепарационной мембраны. Таким образом, возможно сепарирование газообразного гелия из неочищенного природного газа. Кроме того, диаметр микроскопических пор в сепарационной мембране установлен меньше 0,43 нм. При этом вещества кроме газообразного гелия, содержащиеся в неочищенном природном газе, разветвленные углеводороды, такие как пропан и ароматические углеводороды, такие как толуол, не могут проходить через микроскопические поры и сепарироваться, и поэтому возможно поддержа- 2 027637 ние эффективности сепарации сепарационной мембраны на высоком уровне.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения этап адиабатического сжатия неочищенного природного газа можно проводить с применением компрессора, и компрессор может подавать, используя давление, неочищенный природный газ по трубопроводу, проходящему от блока мембранной сепарации к концу трубопровода ниже по потоку.
Согласно данному способу один компрессор применяется как для адиабатического сжатия неочищенного природного газа, так и для подачи неочищенного природного газа с использованием давления, и поэтому в сравнении с вариантом, в котором установлены отдельные компрессоры для разных операций, возможно уменьшение стоимости оборудования и габаритов системы.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения давление неочищенного природного газа, подаваемого в блок мембранной сепарации, может составлять от 0,1 до 12 МПа.
Согласно данному способу поскольку уставка давления неочищенного природного газа больше 0,1 МПа, возможно предотвращение затруднения прохода газообразного гелия через сепарационную мембрану, когда парциальное давление газообразного гелия становится слишком низким. При этом становится возможной надежная сепарация газообразного гелия. Давление неочищенного природного газа также имеет уставку меньше 12 МПа. Указанное принимается, поскольку при давлении неочищенного природного газа больше 12 МПа требуется увеличение механической прочности с увеличением толщины сепарационной пленки для противодействия перепаду давления на сепарационной мембране, но увеличение толщины сепарационной мембраны, соответственно, уменьшает скорость прохода или количество проходящего через мембрану газообразного гелия, и таким образом сепарационная способность сепарационной мембраны снижается. Кроме того, поскольку в общем приемлемое максимальное давление в трубопроводе природного газа находится в диапазоне от 10 до 12 МПа, отсутствует вариант, в котором давлении неочищенного природного газа превышает 12 МПа.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения количество сепарируемого газообразного гелия можно регулировать, корректируя температуру неочищенного природного газа, подаваемого в блок мембранной сепарации.
Согласно данному способу возможно более точное и более быстрое регулирование количества сепарируемого газообразного гелия в сравнении с вариантом, в котором количество сепарируемого газообразного гелия регулируется открытием и закрытием клапана, оборудованного в трубопроводе.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения тепло отработанных газов вспомогательной установки можно использовать для нагрева неочищенного природного газа, подаваемого в блок мембранной сепарации.
Согласно данному способу возможно увеличение энергетического КПД по всей системе с помощью нагрева неочищенного природного газа с использованием тепла отработанных газов вспомогательной установки.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения вспомогательная установка может являться газовой турбиной, выполненной с возможностью привода компрессора.
Согласно данному способу возможно эффективное использование тепла отработанных газов из газовой турбины.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения температура неочищенного природного газа, подаваемого на сепарационную мембрану, может быть меньше 450°С.
Согласно данному способу возможно поддержание сепарационной способности сепарационной мембраны на высоком уровне. Указанное достигается, поскольку при температуре неочищенного природного газа, превышающей 450°С, метан, азот, двуокись углерода, и т.п. являющиеся компонентами помимо гелия, активируются и диффундируют, скорость прохода или количество проходящих через мембрану данных веществ увеличивается, и при этом эффективность сепарации газообразного гелия уменьшается. Кроме того, согласно данному способу возможно продление срока службы такого сооружения, как трубопровод. Данное достигается, поскольку при температуре неочищенного природного газа выше 500°С возникает проблема коррозии такого сооружения, как трубопровод вследствие карбюризации тяжелого углеводорода, который является компонентом неочищенного природного газа, и поэтому его температуру не поднимают выше 500°С.
Способ производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения может дополнительно включать в себя этап продувки блока мембранной сепарации.
Согласно данному способу, поскольку газообразный гелий, сепарированный из неочищенного природного газа, выводится из блока мембранной сепарации с помощью ввода газа для продувки, и газообразный гелий не остается в блоке мембранной сепарации, сепарация гелия блоком мембранной сепарации улучшается. Поэтому возможно эффективное сепарирование газообразного гелия из неочищенного природного газа и, следовательно, производство продукта переработки природного газа.
В способе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения блок мембранной сепарации может продуваться с помощью ввода части неочищенного природного газа.
- 3 027637
Согласно данному способу, поскольку не требуется подавать другой газ отдельно от неочищенного природного газа для продувки блока мембранной сепарации, возможно уменьшение затрат и упрощение системы.
Система производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения может включать в себя компрессор, выполненный с возможностью адиабатического сжатия неочищенного природного газа, содержащего газообразный гелий, блок мембранной сепарации, выполненный с возможностью сепарации газообразного гелия из адиабатически сжатого неочищенного природного газа, трубопровод, выполненный с возможностью подачи неочищенного природного газа, из которого газообразный гелий сепарирован, на терминал, и подземное сооружение хранения, выполненное с возможностью нагнетания сепарированного газообразного гелия в подземный пласт хранения.
Согласно данной системе, поскольку неочищенный природный газ, имеющий давление и температуру, увеличенные адиабатическим сжатием, пропускается через блок мембранной сепарации, и затем газообразный гелий сепарируется из неочищенного природного газа с использованием перепада давления на мембране с учетом сжатия неочищенного природного газа, которое проводится соответствующей техникой для транспортировки на дальнее расстояние природного газа, сооружение для сепарирования газообразного гелия стоит меньше другого сооружения, в котором применяется способ криогенной дистилляции или способ адсорбции/абсорбции. Кроме того, сепарационная мембрана, выполненная из неорганического пористого материала, имеет отличные показатели сепарации по газообразному гелию нагретому до конкретной температуры, и поэтому нагревание неочищенного природного газа с помощью адиабатического сжатия также является эффективным. Кроме того, поскольку газообразный гелий, сепарированный из неочищенного природного газа, возвращается под землю вблизи газового месторождения нагнетанием газообразного гелия в пласт хранения, не требуется строительства нового дополнительного сооружения хранения.
В системе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения сепарационная мембрана, включенная в состав блока мембранной сепарации, может выполняться из неорганического пористого материала с многочисленными микроскопическими порами.
Согласно данной системе возможна эффективная реализация сепарации газообразного гелия с применением простой конфигурации.
В системе производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения, микроскопические поры в сепарационной мембране могут иметь диаметр в диапазоне от 0,26 до 0,43 нм.
Согласно данной системе диаметр микроскопических пор в сепарационной мембране установлен в 0,26 нм или больше, что является кинетическим диаметром молекул гелия, т.е. диаметром, полученным с учетом движения молекул. Поэтому, когда неочищенный природный газ подается к поверхности с одной стороны сепарационной мембраны, молекулы гелия, содержащиеся в неочищенном природном газе, проходят через микроскопические поры в сепарационной мембране и перемещаются к поверхности с другой стороны сепарационной мембраны. При этом возможно сепарирование газообразного гелия из неочищенного природного газа. Кроме того, диаметр микроскопических пор в сепарационной мембране установлен меньше 0,43 нм. При этом среди веществ, кроме газообразного гелия, содержащихся в неочищенном природном газе, углеводороды с разветвленными цепочками, такие как пропан и ароматические углеводороды, такие как толуол, не могут проходить через микроскопические поры и сепарироваться, и поэтому можно поддерживать эффективность сепарации сепарационной мембраны на высоком уровне.
Эффекты изобретения
Согласно способу производства и системе производства природного газа, возможно производство товарного продукта переработки природного газа без значительных усилий и затрат на переработку газообразного гелия, получаемого, как вторичный продукт в процессе производства продукта переработки природного газа.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана схема системы производства природного газа согласно первому варианту осуществления изобретения;
на фиг. 2 - с увеличением периферия блока мембранной сепарации фиг. 1;
на фиг. 3 - блок-схема последовательности этапов способа производства природного газа согласно первому варианту осуществления изобретения;
на фиг. 4 - с увеличением периферия блока мембранной сепарации в системе производства природного газа согласно второму варианту осуществления;
на фиг. 5 - с увеличением периферия блока мембранной сепарации в системе производства природного газа согласно третьему варианту осуществления;
на фиг. 6 - с увеличением часть сепарационной мембраны;
на фиг. 7 - схема системы производства природного газа согласно четвертому варианту осуществления изобретения.
Описание вариантов осуществления
Первый вариант осуществления.
Ниже в данном документе описаны способ и система производства природного газа согласно вари- 4 027637 анту осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи. Первой описана система производства, применяемая в способе производства природного газа согласно первому варианту осуществления изобретения. На фиг. 1 показана схема системы 10А производства природного газа согласно первому варианту осуществления.
Как показано на фиг. 1, система 10А производства природного газа включает в себя трубу 11 природного газа, установку 12 удаления примесей, установку 13 сепарации газообразного гелия, трубу 15 газообразного гели, и подземное сооружение 16 хранения.
Труба 11 природного газа проходит от эксплуатационной скважины §1, в которой добывается неочищенный природный газ, на установку 13 сепарации газообразного гелия. Установка 12 удаления примесей оборудована на трубе 11 природного газа. Установка 13 сепарации газообразного гелия соединена с установкой 14 сжижения природного газа (ниже в данном документе, установка производства сжиженного природного газа) на удаленной площадке трубопроводом 11а транспортировки природного газа. Труба 15 газообразного гелия проходит от установки 13 сепарации газообразного гелия в нагнетательную скважину ΤΙ. Подземное сооружение 16 хранения оборудовано подключенным к трубе 15 газообразного гелия. Термин терминал в настоящем описании относится к сооружению, созданному на секции дальнего конца трубопровода 11а для различных целей, и установка 14 производства сжиженного природного газа (СПГ) является примером соответствия таким целям.
Установка 12 удаления примесей применяется для удаления нефти, углеводородов в виде конденсата и т.п., а также таких примесей, как вода, из неочищенного природного газа 1, полученного из эксплуатационной скважины §Ι. Как показано на фиг. 1, установка 12 удаления примесей оборудована ниже по потоку от эксплуатационной скважины §Ι, проходящему по трубе 11 природного газа.
Установка 13 сепарации газообразного гелия включает в себя компрессор 131 адиабатического сжатия (второй компрессор), блок 132 мембранной сепарации, байпасную трубу 134 и клапан 135 регулирования расхода.
Компрессор 131 адиабатического сжатия применяется для увеличения температуры и давления неочищенного природного газа 1 с помощью адиабатического сжатия неочищенного природного газа 1. Известно, что в общем высокая температура или высокое давление является предпочтительным, когда вещество с относительно небольшим размером молекул, такое как гелий, сепарируется с применением мембраны от вещества, имеющего большой размер молекул, например метана, являющегося основным компонентом природного газа. Поэтому, когда температура и давление увеличиваются с помощью адиабатического сжатия неочищенного природного газа с применением компрессора 131 адиабатического сжатия, возможно улучшение КПД сепарирования газообразного гелия из неочищенного природного газа 1 в блоке 132 мембранной сепарации.
Конкретно, неочищенный природный газ 1 адиабатически сжимается с применением компрессора 131 адиабатического сжатия, при этом давление неочищенного природного газа 1 больше 0,1 МПа и меньше 12 МПа. Как описано выше, поскольку давление адиабатически сжатого неочищенного природного газа 1 больше 0,1 МПа, что равно атмосферному давлению, возможно предотвращение затруднений при проходе газообразного гелия через сепарационную мембрану 132М при низком парциальном давлении газообразного гелия. Кроме того, поскольку давление адиабатически сжатого неочищенного природного газа 1 меньше 12 МПа, возможно поддержание сепарационной способности сепарационной мембраны 132М на высоком уровне. Т.е. в варианте, в котором давление неочищенного природного газа 1 больше 12 МПа, становится необходимым увеличение механической прочности увеличением толщины сепарационной мембраны 132М для противодействия перепаду давления на сепарационной мембране 132М. Вместе с тем, увеличение толщины сепарационной мембраны 132М, соответственно, уменьшает скорость прохождения или количество проходящего сквозь мембрану газообразного гелия, и таким образом сепарационная способность сепарационной мембраны 132М падает. Кроме того, поскольку в общем приемлемое максимальное давление в трубопроводе 11а находится в диапазоне от 10 до 12 МПа, отсутствует вариант, в котором давлении неочищенного природного газа 1 превышает 12 МПа. При этом для обеспечения надежной сепарации при низком парциальном давлении газообразного гелия предпочтительным является такое адиабатическое сжатие неочищенного природного газа, при котором давление неочищенного природного газа 1 больше 1,0 МПа, и более предпочтительным является такое адиабатическое сжатие неочищенного природного газ, при котором давление неочищенного природного газа 1 больше 3,5 МПа. Указанное условие применяется, поскольку при давлении неочищенного природного газа 1 больше 1,0 МПа количество газообразного гелия, проходящего через сепарационную мембрану 132М, увеличивается, и наоборот, количество проходящего через мембрану газообразного метана уменьшается, и когда давлении неочищенного природного газа 1 больше 3,5 МПа, газообразный гелий большей частью проходит через сепарационную мембрану 132М, и малая часть газообразного метана проходит через сепарационную мембрану 132М.
Кроме того, неочищенный природный газ 1 адиабатически сжимается с применением компрессора 131 адиабатического сжатия, при этом температура неочищенного природного газа достигает заданного значения, не превышающего 450°С. При этом возможно поддержание сепарационной способности сепарационной мембраны 132М на высоком уровне. Данное получается, поскольку при превышении 450°С
- 5 027637 температурой неочищенного природного газа 1 метан, азот, двуокись углерода и т.п., компоненты, кроме гелия, активируются и диффундируют, скорость прохода или количество проходящих через мембрану данных веществ увеличивается и при этом эффективность сепарации газообразного гелия уменьшается. Кроме того, когда температура неочищенного природного газа 1 превышает 500°С, такое сооружение, как трубопровод 11а подвергается интенсивной коррозии вследствие карбюризации тяжелого углеводорода, который является компонентом неочищенного природного газа, и поэтому неочищенный природный газ 1 не нагревают выше 500°С, обеспечивая продление срока службы такого сооружения, как трубопровод 11а. При этом для обеспечения надежной сепарации газообразного гелия предпочтительным является адиабатическое сжатие неочищенного природного газа, когда температура неочищенного природного газа 1 больше 70°С, и более предпочтительным является адиабатическое сжатие неочищенного природного газа, когда температура неочищенного природного газа 1 больше 100°С. Когда температура неочищенного природного газа 1 больше 70°С, влияние углеводородов, содержащихся в неочищенном природном газе, масса которых равна или больше этана, на сепарацию газообразного гелия становится незначительным, и когда температура неочищенного природного газа 1 больше 100°С, влияние воды и жидкой фазы углеводородов, содержащихся в неочищенном природном газе, на сепарацию газообразного гелия становится незначительным, и таким образом предпочтительной является возможность поддержания эффективности сепарации газообразного гелия на высоком уровне.
Как показано на фиг. 1, компрессор 131 адиабатического сжатия оборудован на месте ниже по потоку от установки 12 удаления примесей в трубе 11 природного газа. Компрессор 131 адиабатического сжатия можно использовать как источник энергии для транспортировки природного газа на установку 14 производства сжиженного природного газа по трубопроводу 11а. В данном варианте, например, при увеличении давление природного газа при 50°С со степенью сжатия три температура природного газа на выпуске компрессора 131 адиабатического сжатия составляет 160°С. При активном использовании теплоты сжатия для мембранной сепарации в блоке 132 мембранной сепарации возможно уменьшение потребления энергии для мембранной сепарации и, следовательно, уменьшение затрат.
Блок 132 мембранной сепарации применяется для сепарации газообразного гелия из неочищенного природного газа 1, прошедшего через установку 12 удаления примесей. На фиг. 2 показана с увеличением периферия блока 132 мембранной сепарации фиг. 1. Блок 132 мембранной сепарации включает в себя сепарационную мембрану 132М. Материал сепарационной мембраны 132М является неорганическим пористым материалом, и его примером является материал на основе кремниевого соединения с конкретной характеристикой, обеспечивающей большое количество проходящего через него газообразного гелия или высокую скорость прохода. Когда неочищенный природный газ 1 проходит в блок 132 мембранной сепарации, газообразный гелий, содержащийся в неочищенном природном газе 1, проходит сквозь сепарационную мембрану 132М и проходит в трубу 15 газообразного гелия, как показано на фиг. 2. Блок 132 мембранной сепарации, выполненный как описано выше, оборудован на месте ниже по потоку от компрессора 131 адиабатического сжатия в трубе 11 природного газа, как показано на фиг. 1.
На фиг. 6 с увеличением показана часть сепарационной мембраны 132М. Множество микроскопических пор 132Н выполнено в сепарационной мембране 132М для прохода сквозь сепарационную мембрану в направлении ее толщины. Диаметр микроскопических пор 132Н устанавливается приблизительно в 0,26 нм или больше и меньше 0,43 нм. Как описано выше, поскольку установлен диаметр микроскопических пор 132Н в 0,26 нм или больше кинетического диаметра молекул НЬ гелия, т.е. диаметра полученного с учетом движения молекул, молекулы НЬ гелия способны проходить через микроскопические поры 132Н и перемещаться от поверхности с одной стороны на поверхность с другой стороны сепарационной мембраны. В таблице показаны основные вещества, содержащиеся в неочищенном природном газе и кинетические диаметры их молекул.
Поскольку диаметр микроскопических пор 132Н установлен меньше 0,43 нм, среди молекул ОЬ, не относящихся к газообразному гелию, содержащихся в неочищенном природном газе, вещества, имеющие
- 6 027637 кинетический диаметр молекул 0,43 нм или больше (низкие углеводороды, такие как пропан и η-бутан в таблице) не беспрепятственно сепарируются через микроскопические поры 132Н. Поэтому представляется возможным сепарировать газообразный гелий из неочищенного природного газа с высокой эффективностью сепарации. Для дополнительного увеличения эффективности сепарации газообразного гелия сепарационной мембраной 132М диаметр микроскопических пор 132Н предпочтительно устанавливается меньше 0,40 нм. При этом, когда диаметр пор устанавливается меньше 0,40 нм, кроме описанного выше пропана и η-бутана, этан (с кинетическим диаметром молекулы 0,400 нм), показанный в таблице не беспрепятственно сепарируется через микроскопические поры 132Н. Диаметр микроскопических пор 132Н более предпочтительно устанавливается меньше 0,38 нм. При этом, когда диаметр пор устанавливается меньше 0,38 нм, кроме описанных выше веществ, метан (с кинетическим диаметром молекул 0,380 нм), показанный в таблице, не беспрепятственно сепарируется через микроскопические поры 132Н.
Число, материал, форма и т.п. сепарационных мембран 132М, из которых выполнен блок 132 мембранной сепарации, не ограничены вариантом осуществления и могут надлежащим образом разрабатываться и изменяться. Например, сепарационная мембрана 132М может иметь форму пленки из пустотелых волокон или может являться плоской пленкой с формой тонкой пластины. Кроме того, материал сепарационной мембраны 132М может являться органическим макромолекулярным веществом, имеющим характеристики, обеспечивающие проход большого количества или высокие скорости прохода газообразного гелия. Вместе с тем, сепарационная мембрана, выполненная из неорганического пористого материала, в варианте осуществления способна противостоять воздействию неочищенного природного газа 1 с более высокой температурой, и следовательно имеет преимущество по возможности увеличения эффективности сепарации газообразного гелия.
Байпасная труба 134 применяется для подачи природного газа в трубопровод 11а ниже по потоку в обход блока 132 мембранной сепарации. Байпасная труба 134 соединена с трубой 11 природного газа выше по потоку и ниже по потоку от блока 132 мембранной сепарации, как показано на фиг. 1.
Клапан 135 регулирования расхода применяется для регулировки расхода природного газа, проходящего по байпасной трубе 134. Т.е. когда количество газообразного гелия в природном газе, прошедшем через установку 12 удаления примесей, является незначительным, и сепарация газообразного гелия из природного газа не является обязательным требованием, природный газ может подаваться в трубопровод 11а ниже по потоку в обход блока 132 мембранной сепарации с помощью открытия клапана 135 регулирования расхода.
Кроме того, расход природного газа, проходящего в байпасной трубе 134, можно регулировать и можно регулировать количество неочищенного природного газа 1, проходящего через блок 132 мембранной сепарации. Например, когда не требуется полностью открывать клапан 135 регулирования расхода, как описано выше, и количество гелия уменьшается значительнее, чем требуется, когда весь природный газ, прошедший через установку 12 удаления примесей подается через блок 132 мембранной сепарации, клапан 135 регулирования расхода частично открывается, и количество неочищенного природного газа 1, проходящего через блок 132 мембранной сепарации, при этом уменьшается. При этом можно снизить нерациональное потребление энергии для работы мембранной сепарации, уменьшая нагрузку на блок 132 мембранной сепарации.
Когда газообразный гелий производят как товарный продукт для поставки газообразного гелия на рынок, неочищенный природный газ, содержащий газообразный гелий, можно подавать на установку 14 производства сжиженного природного газа через трубопровод 11а, открывая клапан 135 регулирования расхода. В установке 14 производства сжиженного природного газа можно производить газообразный гелий как товарный продукт, применяя известный способ сепарации, например способ криогенной дистилляции, способ адсорбции/абсорбции или способ мембранной сепарации.
В установке 14 производства сжиженного природного газа СПГ производится как товарный продукт переработки природного газа, обработанного с применением установки 12 удаления примесей или установки 13 сепарации газообразного гелия.
Подземное сооружение 16 хранения применяется для нагнетания под давлением газообразного гелия 3, проходящего через трубу 15 газообразного гелия в нагнетательную скважину ΤΙ. Подземное сооружение 16 хранения включает в себя компрессор 161 (первый компрессор) и двухпозиционный клапан 162, как показано на фиг. 1. При этом в действующих вариантах газообразный гелий 3 относится к газовой смеси, содержащей больше гелия, чем неочищенного природного газа.
Компрессор 161 применяется для сжатия газообразного гелия 3. Компрессор 161 оборудуется на заданном месте в трубе 15 газообразного гелия, как показано на фиг. 1.
Двухпозиционный клапан 162 применяется для включения нагнетания газообразного гелия 3 в нагнетательную скважину ΤΙ или получения неочищенного природного газа, содержащего гелий, нагнетавшегося под землю, из нагнетательной скважины ΤΙ. Двухпозиционный клапан 162 оборудован на месте ниже по потоку от компрессора 161 в направлении потока газа в трубе 15 газообразного гелия, как показано на фиг. 1.
Ниже описан способ производства природного газа с применением системы 10А производства природного газа согласно первому варианту осуществления изобретения. На фиг. 3 показана блок-схема по- 7 027637 следовательности этапов способа производства природного газа согласно варианту осуществления изобретения. В следующем описании индивидуальные этапы раскрываются последовательно; вместе с тем, в действующей установке предпочтительным является параллельное проведение индивидуальных этапов для непрерывного производства продукта переработки природного газа.
Вначале получают неочищенный природный газ 1 с помощью бурения эксплуатационной скважины 81, показанной на фиг. 1 (этап 81).
Затем неочищенный природный газ 1 пропускается через установку 12 удаления примесей, показанную на фиг. 1, при этом нефть, углеводороды в виде конденсата и т.п., а также примеси, такие как вода, удаляются из неочищенного природного газа 1 (этап 82).
Затем неочищенный природный газ 1 адиабатически сжимается в компрессоре 131 адиабатического сжатия, показанном на фиг. 1 (этап 83). Кроме того, адиабатически сжатый неочищенный природный газ 1 пропускается через блок 132 мембранной сепарации, показанный на фиг. 1, при этом газообразный гелий 3 сепарируется из неочищенного природного газа 1 (этап 84). В данный момент, поскольку температура и давление неочищенного природного газа 1 увеличиваются вследствие адиабатического сжатия, возможна эффективная сепарация газообразного гелия 3 с применением сепарационной мембраны.
Природный газ, обработанный с применением установки 12 удаления примесей и установки 13 сепарации газообразного гелия, подается на установку 14 производства сжиженного природного газа по трубопроводу 11а. В установке 14 производится сжиженный природный газ как товарный продукт переработки природного газа (этап 85).
Кроме того, газообразный гелий 3, сепарированный с применением блока 132 мембранной сепарации нагнетается под давлением в нагнетательную скважину ΤΙ, с использованием подземного сооружения 16 хранения, показанного на фиг. 1 (этап 86). При этом газообразный гелий 3, проходящий по трубе 15 газообразного гелия, сжимается с применением компрессора 161 и подается под давлением в нагнетательную скважину ΤΙ через двухпозиционный клапан 162. Газообразный гелий, подаваемый под давлением в нагнетательную скважину ΤΙ, возвращается в подземный пласт хранения. Двухпозиционный клапан 162 закрывается, когда не требуется возвращать газообразный гелий под землю; вместе с тем, возможно получение неочищенного природного газа с повышенной концентрацией гелия из нагнетательной скважины ΤΙ при открывании двухпозиционного клапана 162, если необходимо.
Согласно описанному выше способу производства природного газа возможно резервирование вторичного газообразного гелия 3, полученного в процессе производства товарного продукта переработки природного газа, с низкими затратами, возвращая газообразный гелий в подземное хранилище через нагнетательную скважину ΤΙ. Поэтому даже в варианте, где действуют правила по переработке газообразного гелия, возможно производство товарного продукта переработки природного газа с низкими затратами.
В варианте осуществления нагнетательная скважина ΤΙ строится отдельно от эксплуатационной скважины 8Ι, но конфигурация этим не ограничена, и эксплуатационную скважину 8Ι можно также использовать в качестве нагнетательной скважины ΤΙ, и газообразный гелий, сепарированный из неочищенного природного газа можно возвращать в эксплуатационную скважину 8Ι.
Второй вариант осуществления.
Ниже в данном документе описана система 10В производства природного газа согласно второму варианту осуществления. Разница системы 10В производства природного газа согласно настоящему варианту осуществления и системы первого варианта осуществления состоит в том, что система производства природного газа включает в себя блок 133 ввода газа для продувки. За исключением описанного выше, конфигурация является одинаковой с первым вариантом осуществления, и при этом применяются одинаковые с первым вариантом осуществления позиции ссылки и одинаковые конфигурации повторно не описываются.
На фиг. 4 показана с увеличением периферия блока 132 мембранной сепарации в системе 10В производства природного газа согласно варианту осуществления. Установка 13 сепарации газообразного гелия в варианте осуществления дополнительно включает в себя блок 133 ввода газа для продувки. Блок 133 ввода газа для продувки применяется для ввода газа для продувки в блок 132 мембранной сепарации.
Блок 133 ввода газа для продувки оборудован на месте вблизи блока 132 мембранной сепарации, как показано на фиг. 4, и вводит газ 2 для продувки в блок 132 мембранной сепарации. При вводе газа для продувки парциальное давление гелия на стороне прошедшего через мембрану вещества в блоке 132 мембранной сепарации уменьшается. Кроме того, поток газа для продувки вытесняет гелий из блока 132 мембранной сепарации. При этом эффективность сепарации гелия блока 132 мембранной сепарации улучшается. Кроме того, поскольку блок 132 мембранной сепарации соединен со стороной низкого давления компрессора 161 через трубу 15 газообразного гелия, когда компрессор 161 приводится в действие, давление внутри блока 132 мембранной сепарации уменьшается, и во внутреннем пространстве блока 132 мембранной сепарации проходит эффективная продувка.
Когда газ, введенный в блок 132 мембранной сепарации, выдувается из блока 132 мембранной сепарации, газообразный гелий, сепарированный из неочищенного природного газа 1, выводится из блока 132 мембранной сепарации вместе с газом, введенным в блок 132 мембранной сепарации, и не остается в
- 8 027637 блоке 132 мембранной сепарации, и поэтому улучшается сепарация газообразного гелия в блоке 132 мембранной сепарации. При этом возможно эффективное производство товарного продукта переработки природного газа с помощью эффективной сепарации газообразного гелия из неочищенного природного газа 1. При этом в качестве газа 2 для продувки можно использовать газ произвольного состава. Кроме того, в варианте осуществления компрессор 161 применяется для обеспечения подачи газа 2 для продувки; вместе с тем, отдельное от компрессора 161 средство подачи газа 2 для продувки можно оборудовать.
Третий вариант осуществления.
Ниже в данном документе описана система 10С производства природного газа согласно третьему варианту осуществления. Система 10С производства природного газа согласно настоящему варианту осуществления отличается от системы второго варианта осуществления только конфигурацией блока ввода газа для продувки, влияющей на конфигурацию установки 13 сепарации газообразного гелия. За исключением описанного выше, конфигурация является одинаковой с первым вариантом осуществления, и при этом применяются одинаковые с первым вариантом осуществления позиции ссылки и одинаковые конфигурации повторно не описываются.
На фиг. 5 показана с увеличением периферия блока 132 мембранной сепарации в системе 10С производства природного газа согласно варианту осуществления. В блоке 136 ввода газа для продувки (блок ввода природного газа) варианта осуществления часть неочищенного природного газа 1 используется в качестве газа 4 для продувки в блоке 132 мембранной сепарации. При этом, поскольку не требуется подавать другой газ отдельно от неочищенного природного газа 1 для продувки в блоке 132 мембранной сепарации, возможно уменьшение затрат и упрощение системы. Действие газа 4 для продувки и его результаты являются аналогичными второму варианту осуществления, и поэтому в данном документе не описываются.
Четвертый вариант осуществления.
Ниже описана система производства для способа производства природного газа согласно четвертому варианту осуществления изобретения. На фиг. 7 показана схема системы 10Ό производства природного газа согласно четвертому варианту осуществления изобретения.
Как показано на фиг. 7, система 10Ό производства природного газа включает в себя трубу 11 природного газа, установку 12 удаления примесей, установку 17 сепарации газообразного гелия, трубу 15 газообразного гелия, и подземное сооружение 16 хранения. Если сравнить систему 10Ό производства природного газа согласно варианту осуществления с системой 10А производства природного газа согласно первому варианту осуществления, единственным отличием является конфигурация установки 17 сепарации газообразного гелия. За исключением описанного выше, конфигурация является одинаковой с первым вариантом осуществления, и при этом применяются одинаковые с первым вариантом осуществления позиции ссылки, и одинаковые конфигурации повторно не описываются.
Как показано на фиг. 7, установка 17 сепарации газообразного гелия включает в себя компрессор 171 адиабатического сжатия, газовую турбину 172 (вспомогательная установка), теплообменник 173, блок 174 мембранной сепарации, и градирню 175.
Компрессор 171 адиабатического сжатия применяется для увеличения температуры и давления неочищенного природного газа 1 с помощью адиабатического сжатия неочищенного природного газа. Компрессор 171 адиабатического сжатия аналогичный компрессору 131 адиабатического сжатия первого варианта осуществления адиабатически сжимает неочищенный природный газ 1 так, что давление неочищенного природного газа 1 становится больше 0,1 МПа и меньше 12 МПа. Кроме того, для обеспечения надежной сепарации с увеличением парциального давления газообразного гелия, предпочтительным является такое адиабатическое сжатие неочищенного природного газа, при котором давление неочищенного природного газа 1 больше 0,5 МПа, и более предпочтительным является такое адиабатическое сжатие неочищенного природного газа, при котором давление неочищенного природного газа 1 больше 1,0 МПа. Кроме того, компрессор 171 адиабатического сжатия, аналогичный компрессору 131 адиабатического сжатия в первом варианте осуществления, адиабатически сжимает неочищенный природный газ 1 так, что температура неочищенного природного газа является заданной температурой, не превышающей 450°С.
Газовая турбина 172 применяется в качестве привода для компрессора 171 адиабатического сжатия. Как показано на фиг. 7, газовая турбина 172 напрямую соединяется с компрессором 171 адиабатического сжатия для привода компрессора адиабатического сжатия, а также подает тепло отработанных газов, выработанных при работе привода, в теплообменник 173. Газовая турбина 172 является примером вспомогательной установки согласно варианту осуществления, и как вспомогательную установку также можно применять, например, другое приводное устройство для силовой установки, выполненной с возможностью подачи мощности на различные вспомогательные блоки системы 10Ό производства природного газа.
Теплообменник 173 применяется для передачи тепла отработанных газов с газовой турбины 172 неочищенному природному газу 1. Как показано на фиг. 7, теплообменник 173 оборудован на месте ниже по потоку от компрессора 171 адиабатического сжатия в трубе 11 природного газа. Теплообменник 173 дополнительно нагревает неочищенный природный газ 1, нагретый в процессе адиабатического сжатия с
- 9 027637 применением компрессора 171 адиабатического сжатия. При этом возможен нагрев неочищенного природного газа 1, нагретого до температуры, не превышающей 450°С с применением компрессора 171 адиабатического сжатия, до заданной температуры, не превышающей 500°С, при нагреве в теплообменнике 173. При этом, как описано в первом варианте осуществления, является возможным поддержание сепарационной способности сепарационной мембраны 132М на высоком уровне и обеспечение оборудованию, например, трубопроводу повышенной стойкости к коррозии. Кроме того, в варианте, в котором не представляется возможным достаточно нагреть неочищенный природный газ 1 только компрессором 171 адиабатического сжатия, возможно нагревание неочищенного природного газа до высокой температуры с использованием тепла отработанных газов из газовой турбины 172, и при этом становится возможным регулирование количества сепарированного газообразного гелия в более широком диапазоне. При этом для обеспечения более надежной сепарации газообразного гелия предпочтительным является нагрев неочищенного природного газа с применением теплообменника 173, где температура неочищенного природного газа 1 больше 70°С, и более предпочтительным является нагрев неочищенного природного газа, где температура неочищенного природного газа 1 больше 100°С. Когда температура неочищенного природного газа 1 больше 70°С, влияние углеводородов равных или больше этана, содержащихся в неочищенном природном газе, на сепарацию газообразного гелия становится незначительной, и когда температура неочищенного природного газа 1 больше 100°С, влияние воды и жидкой фазы углеводородов, содержащихся в неочищенном природном газе, на сепарацию газообразного гелия становится незначительной, здесь преимущество заключается в возможности поддерживать эффективность сепарации газообразного гелия на высоком уровне.
Как описано выше, согласно системе 10В производства природного газа варианта осуществления неочищенный природный газ 1 нагревается с применением как компрессора 171 адиабатического сжатия, так и теплообменника 173, и поэтому по сравнению с вариантом, в котором неочищенный природный газ 1 нагревается с применением только компрессора 171 адиабатического сжатия, как в первом варианте осуществления, возможно увеличение энергетического КПД всей системы с помощью эффективного использования тепла отработанных газов с газовой турбины.
Блок 174 мембранной сепарации применяется для сепарации газообразного гелия из неочищенного природного газа 1. Как показано на фиг. 7, блок 174 мембранной сепарации оборудован на месте ниже по потоку от теплообменника 173 в трубе 11 природного газа. Хотя это не показано в деталях, блок 174 мембранной сепарации варианта осуществления также включает в себя сепарационную мембрану. Сепарационная мембрана является одинаковой с сепарационной мембраной 132М, включенной в блок 132 мембранной сепарации первого варианта осуществления, и поэтому на фиг. 7, использованы позиции, одинаковые с фиг. 1, и одинаковые конфигурации не описываются.
Градирня 175 применяется для охлаждения неочищенного природного газа 1 с помощью теплообмена с атмосферой. Как показано на фиг. 7, градирня 175 оборудована на месте ниже по потоку от блока 174 мембранной сепарации в трубопроводе 11а. Градирня 175 обеспечивает уменьшение температуры неочищенного природного газа 1, нагретого с применением компрессора 171 адиабатического сжатия и теплообменника 173 до заданной стандартной температуры для трубопровода 11а.
Промышленная применимость
Изобретение относится к способу производства природного газа, включающему в себя этап адиабатического сжатия неочищенного природного газа, содержащего газообразный гелий, этап сепарирования газообразного гелия из неочищенного природного газа с помощью пропуска адиабатически сжатого неочищенного природного газа через блок мембранной сепарации, этап подачи неочищенного природного газа, из которого газообразный гелий сепарирован, на терминал по трубопроводу и этап нагнетания под давлением газообразного гелия, сепарированного из неочищенного природного газа в подземный пласт хранилища.
Согласно изобретению возможно производство товарного продукта переработки природного газа без значительных усилий и затрат на переработку газообразного гелия, который вторично получают в процессе производства продукта переработки природного газа.
Перечень позиций ссылки
- Неочищенный природный газ;
- газообразный гелий;
11а - трубопровод;
131, 171 - компрессор адиабатического сжатия;
132, 174 - блок мембранной сепарации;
132М - сепарационная мембрана;
133 - блок ввода газа для продувки (блок ввода природного газа);
- устройство получения сжиженного природного газа (терминал);
161 - компрессор.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ переработки природного газа, содержащий этап адиабатического сжатия исходного неочищенного природного газа, содержащего газообразный гелий с получением адиабатически сжатого неочищенного природного газа;этап сепарирования газообразного гелия из неочищенного природного газа с пропусканием указанного адиабатически сжатого неочищенного природного газа через блок мембранной сепарации с получением неочищенного природного газа, из которого сепарирован газообразный гелий, и газообразного гелия;этап подачи указанного неочищенного природного газа, из которого сепарирован газообразный гелий, на терминал по трубопроводу; и этап нагнетания под давлением газообразного гелия, сепарированного из неочищенного природного газа, в подземный пласт хранилища.
- 2. Способ по п.1, в котором сепарационная мембрана, включенная в состав блока мембранной сепарации выполнена из неорганического пористого материала, имеющего многочисленные микроскопические поры.
- 3. Способ по п.2, в котором микроскопические поры в сепарационной мембране имеют диаметр от 0,26 до 0,43 нм.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором этап адиабатического сжатия исходного неочищенного природного газа выполняется с применением компрессора и компрессор подает полученный адиабатически сжатый неочищенный природный газ по трубопроводу к блоку мембранной сепарации, расположенному вниз по потоку.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором давление адиабатически сжатого неочищенного природного газа, подаваемого в блок мембранной сепарации, больше 0,1 МПа и меньше 12 МПа.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором количество сепарированного газообразного гелия регулируют, корректируя температуру упомянутого адиабатически сжатого неочищенного природного газа, подаваемого в блок мембранной сепарации.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором используют тепло отработанных газов установки и применяют его для нагрева упомянутого адиабатически сжатого неочищенного природного газа, подаваемого в блок мембранной сепарации.
- 8. Способ по п.7, в котором источником отработанных газов является газовая турбина, выполненная с возможностью привода компрессора,
- 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором температура упомянутого адиабатически сжатого неочищенного природного газа, подаваемого в блок мембранной сепарации, меньше 450°С.
- 10. Способ по любому из пп.1-9, дополнительно содержащий этап продувки блока мембранной сепарации вводом газа.
- 11. Способ по п.10, в котором блок мембранной сепарации продувается путем ввода части потока упомянутого адиабатически сжатого неочищенного природного газа.
- 12. Система переработки природного газа для осуществления способа по п.1, содержащая компрессор, выполненный с возможностью адиабатического сжатия исходного неочищенного природного газа, содержащего газообразный гелий;блок мембранной сепарации, выполненный с возможностью сепарации газообразного гелия из адиабатически сжатого неочищенного природного газа;трубопровод, выполненный с возможностью подачи адиабатически сжатого неочищенного природного газа, из которого сепарирован газообразный гелий, к терминалу; и подземное хранилище, выполненное с возможностью нагнетания под давлением сепарированного газообразного гелия в подземный пласт хранения.
- 13. Система по п.12, в которой сепарационная мембрана, включенная в состав блока мембранной сепарации, выполнена из неорганического пористого материала, имеющего многочисленные микроскопические поры.
- 14. Система по п.13, в которой микроскопические поры в сепарационной мембране имеют диаметр от 0,26 до 0,43 нм.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/JP2012/062497 WO2013171856A1 (ja) | 2012-05-16 | 2012-05-16 | 天然ガスの処理方法及び処理装置 |
| PCT/JP2013/063678 WO2013172416A1 (ja) | 2012-05-16 | 2013-05-16 | 天然ガスの生産方法及び生産システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201492028A1 EA201492028A1 (ru) | 2015-04-30 |
| EA027637B1 true EA027637B1 (ru) | 2017-08-31 |
Family
ID=49583301
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201492028A EA027637B1 (ru) | 2012-05-16 | 2013-05-16 | Способ переработки и система переработки природного газа |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9417008B2 (ru) |
| EP (1) | EP2851505B1 (ru) |
| CN (1) | CN104334829B (ru) |
| AU (1) | AU2013261333B9 (ru) |
| CA (1) | CA2873583C (ru) |
| EA (1) | EA027637B1 (ru) |
| PL (1) | PL2851505T3 (ru) |
| WO (2) | WO2013171856A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20190201838A1 (en) * | 2017-12-31 | 2019-07-04 | Air Liquide Advanced Technologies U.S. Llc | Helium recovery from natural gas |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH068846A (ja) * | 1992-06-25 | 1994-01-18 | Toyota Motor Corp | 車体前部構造 |
| JP2003192315A (ja) * | 2001-12-19 | 2003-07-09 | Sumitomo Seika Chem Co Ltd | ヘリウム精製装置 |
| US20040206242A1 (en) * | 2002-10-25 | 2004-10-21 | Membrane Technology And Research, Inc. | Natural gas dehydration apparatus |
| JP2005147111A (ja) * | 2003-02-21 | 2005-06-09 | Hitachi Ltd | 昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設、及び排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画支援システム |
| JP2005305425A (ja) * | 2004-03-22 | 2005-11-04 | Hiroshima Univ | 気体分離膜及びその製造方法 |
| JP2006503252A (ja) * | 2002-10-07 | 2006-01-26 | コノコフィリップス カンパニー | 天然ガス液化用の改良された駆動装置及びコンプレッサシステム |
| JP2009542881A (ja) * | 2006-07-13 | 2009-12-03 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 炭化水素流の液化方法及び装置 |
| JP5560614B2 (ja) * | 2009-04-27 | 2014-07-30 | 株式会社三洋物産 | 遊技機 |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| HU182479B (en) | 1978-10-31 | 1984-01-30 | Energiagazdalkodasi Intezet | Method and apparatus for increasing the capacity and/or energetics efficiency of pressure-intensifying stations of hydrocarbon pipelines |
| DE3716899C1 (de) | 1987-05-20 | 1988-08-04 | Bergwerksverband Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Heliumgewinnung |
| JPS63296820A (ja) * | 1987-05-29 | 1988-12-02 | Ube Ind Ltd | 高純度水素又はヘリウムの製造方法 |
| US4913350A (en) | 1988-03-18 | 1990-04-03 | Givaudan Corporation | Air freshener device using external capillaries |
| US5035727A (en) * | 1990-05-24 | 1991-07-30 | Air Products And Chemicals, Inc. | Oxygen extraction from externally fired gas turbines |
| EP0684066A3 (en) * | 1994-05-26 | 1996-05-22 | Boc Group Inc | Process for the recovery of a light element from a diluted raw gas. |
| CN1118060A (zh) * | 1994-08-30 | 1996-03-06 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种从天然气中提取高纯氦的方法 |
| US5632803A (en) * | 1994-10-21 | 1997-05-27 | Nitrotec Corporation | Enhanced helium recovery |
| US6179900B1 (en) * | 1997-10-09 | 2001-01-30 | Gkss Forschungszentrum Geesthacht Gmbh | Process for the separation/recovery of gases |
| EP0945163A1 (en) | 1997-10-09 | 1999-09-29 | Gkss-Forschungszentrum Geesthacht Gmbh | A process for the separation/recovery of gases |
| AUPQ811300A0 (en) * | 2000-06-09 | 2000-07-06 | University Of Queensland, The | Improved silica membrane and process of production therefor |
| JP2004514546A (ja) * | 2000-09-20 | 2004-05-20 | シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド | 熱分解炭素ふるい粒子を混合したマトリックス膜及びその製法と使用法 |
| FR2832213B1 (fr) | 2001-11-12 | 2004-09-24 | Air Liquide | Procede et installation de production d'helium |
| JP2003342009A (ja) | 2002-05-28 | 2003-12-03 | Toyo Eng Corp | 高純度ヘリウムの製造方法 |
| US7094036B2 (en) * | 2003-09-24 | 2006-08-22 | The Boc Group Plc | Vacuum pumping system |
| US20050217479A1 (en) * | 2004-04-02 | 2005-10-06 | Membrane Technology And Research, Inc. | Helium recovery from gas streams |
| EP2172426A1 (de) * | 2008-10-02 | 2010-04-07 | Ruhr-Universität Bochum | Templatfreie Clathrasile und Clathrasil-Membranen |
| SG11201403605PA (en) * | 2011-12-27 | 2014-10-30 | Evonik Fibres Gmbh | Method for separating gases |
-
2012
- 2012-05-16 WO PCT/JP2012/062497 patent/WO2013171856A1/ja active Application Filing
-
2013
- 2013-05-16 AU AU2013261333A patent/AU2013261333B9/en active Active
- 2013-05-16 CA CA2873583A patent/CA2873583C/en active Active
- 2013-05-16 CN CN201380025021.2A patent/CN104334829B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-05-16 PL PL13790463T patent/PL2851505T3/pl unknown
- 2013-05-16 EA EA201492028A patent/EA027637B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-05-16 WO PCT/JP2013/063678 patent/WO2013172416A1/ja active Application Filing
- 2013-05-16 EP EP13790463.7A patent/EP2851505B1/en not_active Not-in-force
- 2013-05-16 US US14/400,848 patent/US9417008B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH068846A (ja) * | 1992-06-25 | 1994-01-18 | Toyota Motor Corp | 車体前部構造 |
| JP2003192315A (ja) * | 2001-12-19 | 2003-07-09 | Sumitomo Seika Chem Co Ltd | ヘリウム精製装置 |
| JP2006503252A (ja) * | 2002-10-07 | 2006-01-26 | コノコフィリップス カンパニー | 天然ガス液化用の改良された駆動装置及びコンプレッサシステム |
| US20040206242A1 (en) * | 2002-10-25 | 2004-10-21 | Membrane Technology And Research, Inc. | Natural gas dehydration apparatus |
| JP2005147111A (ja) * | 2003-02-21 | 2005-06-09 | Hitachi Ltd | 昇圧設備を有する燃料ガスパイプライン施設、及び排熱回収コンプレッサの投資回収可能性を見積もるための投資回収計画支援システム |
| JP2005305425A (ja) * | 2004-03-22 | 2005-11-04 | Hiroshima Univ | 気体分離膜及びその製造方法 |
| JP2009542881A (ja) * | 2006-07-13 | 2009-12-03 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 炭化水素流の液化方法及び装置 |
| JP5560614B2 (ja) * | 2009-04-27 | 2014-07-30 | 株式会社三洋物産 | 遊技機 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Tsybulskiy P.G. et al. Experience, problems and perspectives for gaseous helium storage in salt caverns on the territory of Russia, [online], 24th World Gas Conference, WOC 2-STORAGE, INTERNATIONAL GAS UNION, 2009.10.05, p. 1-9, [retrieval date 2012.08.13], Internet <URL: http://www.igu.org/html/wgc2009/papers/docs/wgcFinal00255.pdf> * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2851505A1 (en) | 2015-03-25 |
| US9417008B2 (en) | 2016-08-16 |
| WO2013172416A1 (ja) | 2013-11-21 |
| CA2873583A1 (en) | 2013-11-21 |
| AU2013261333B9 (en) | 2017-05-11 |
| EA201492028A1 (ru) | 2015-04-30 |
| EP2851505A4 (en) | 2016-02-17 |
| CN104334829A (zh) | 2015-02-04 |
| CN104334829B (zh) | 2017-03-08 |
| US20150121952A1 (en) | 2015-05-07 |
| EP2851505B1 (en) | 2017-01-11 |
| AU2013261333B2 (en) | 2016-12-15 |
| WO2013171856A1 (ja) | 2013-11-21 |
| CA2873583C (en) | 2018-06-26 |
| AU2013261333A1 (en) | 2014-12-04 |
| PL2851505T3 (pl) | 2017-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106461320B (zh) | 使用优化的混合制冷剂系统的液化天然气设施 | |
| US8585804B2 (en) | Natural gas liquids recovery device and method | |
| WO2011026170A1 (en) | Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas | |
| WO2015116357A2 (en) | Method and system for treating a flow back fluid exiting a well site | |
| US20130186132A1 (en) | System and Method of Capturing, Processing and Utilizing Stranded Natural Gas | |
| US20140075985A1 (en) | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid | |
| US9393516B2 (en) | System and method for producing carbon dioxide | |
| AU2017249441B2 (en) | A system and method for liquefying production gas from a gas source | |
| US8931306B2 (en) | Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor | |
| KR101265902B1 (ko) | 선박용 유증기 회수설비 | |
| EA027637B1 (ru) | Способ переработки и система переработки природного газа | |
| AU2013344724B2 (en) | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid | |
| US20150300731A1 (en) | Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor | |
| US11927391B2 (en) | Liquefaction of production gas | |
| WO2022170252A1 (en) | System and method for oil production equipment that minimizes total emissions | |
| KR101903755B1 (ko) | 선박의 연료가스 공급시스템 | |
| RU2489637C1 (ru) | Способ транспортировки и распределения между потребителями гелийсодержащего природного газа | |
| KR102132073B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물 | |
| CN112300827A (zh) | 轻烃提取系统及提取方法 | |
| AU2002348259B2 (en) | High pressure gas processing configurations and methods |
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): AM AZ BY KZ KG TJ TM |