EP0394187A2 - Verfahren zur Gewinnung von Erdgas - Google Patents

Verfahren zur Gewinnung von Erdgas Download PDF

Info

Publication number
EP0394187A2
EP0394187A2 EP90810212A EP90810212A EP0394187A2 EP 0394187 A2 EP0394187 A2 EP 0394187A2 EP 90810212 A EP90810212 A EP 90810212A EP 90810212 A EP90810212 A EP 90810212A EP 0394187 A2 EP0394187 A2 EP 0394187A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
ship
gas
production
production platform
lng
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP90810212A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP0394187A3 (en
EP0394187B1 (de
Inventor
Charles Dr. Mandrin
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sulzer AG
Original Assignee
Sulzer AG
Gebrueder Sulzer AG
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 Sulzer AG, Gebrueder Sulzer AG filed Critical Sulzer AG
Publication of EP0394187A2 publication Critical patent/EP0394187A2/de
Publication of EP0394187A3 publication Critical patent/EP0394187A3/de
Application granted granted Critical
Publication of EP0394187B1 publication Critical patent/EP0394187B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F25J1/0278—Unit being stationary, e.g. on floating barge or fixed platform
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0282—Steam turbine as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/22—Compressor driver arrangement, e.g. power supply by motor, gas or steam turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/70—Steam turbine, e.g. used in a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • 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
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution

Definitions

  • the invention relates to a process for the production of natural gas from maritime deposits, in which the unpurified gas is obtained on a production platform or ship, is subjected to deacidification and / or purification of carbon dioxide and water, and to an LNG tanker for liquefaction after the joule -Thomson effect is fed.
  • DE-A-32 00 958 shows a process for the extraction of natural gas from maritime deposits, the liquefaction being carried out entirely on the LNG tanker, by means of pressure booster and cooling systems from the energy system of the LNG tanker or from one on the LNG Tanker installed energy source.
  • the further processing of non-liquefied gas components such as nitrogen and methane on the LNG tanker is not shown.
  • the invention provides a remedy here. It solves the task of bunkering cleaned flash gas with existing LNG tankers in liquid form at atmospheric pressure. According to The invention solves the problem in that the pressures and temperatures necessary for liquefaction by pre-cooling and expansion for a clean gas stream are already generated with the power of energy producers on the production platform or ship before the gas reaches the LNG tanker via a high-pressure supply line, and in that at least one compressor on the LNG tanker transports the non-liquefied residual gases back to the production platform or ship via a return line.
  • the natural gas itself can come from both a natural gas source and a well with associated petroleum gas.
  • a production platform or ship A is shown above the sea floor, the crude oil with accompanying gas is fed in a line 1 and releases the oil processed in a production 2 after a temporary storage in the tank 9 via a line 3.
  • the pre-cleaned gas is subjected to a carbon dioxide cleaning 6, a possible deacidification 7 and a dehydration 8 via a feed line 4 and is delivered to an LNG tanker C for liquefaction according to the Joule-Thomson effect.
  • the pressures and temperatures necessary for liquefaction by expansion are given to a clean gas stream 11 by a compression and cooling unit 10, the power of which is fed by energy generators 12 on the production platform or ship A; furthermore, the compressed gas at pressures which are generally higher than the critical pressure of the gas mixture, via a high-pressure supply line 25, which is led directly or via buoyancy elements or buoys B to the LNG tanker, an expansion group 30 for generating approximately 1 bar of liquid LNG supplied; Finally, the non-liquefied residual gases 36, 37 are compressed with a compressor group 40 and returned to the production platform or ship A at approximately 30 bar via a return line 26, which is similar to the high-pressure supply line 25.
  • the compression and cooling unit 10 consists of compressors 13, 14 with drive and energy generator 12, from coolers 17, 22 with cooling media 23, 24 and from liquid separators 15, 16, which convey separated liquid components back into the production area 2 via a return line 5.
  • the expansion group 30 essentially consists of a pre-cooler 28 with a downstream expansion stage 31 and liquid separator 29, which feeds the gaseous part as cooling medium via the pre-cooler 28 into the return line 26 and the liquid portion of a cold box 27, which in this case has two expansion stages 32, 33 with downstream separators 34 and from which the liquid LNG is drawn off.
  • the non-liquefied residual gases from the cold box 27 are drawn off by the compressors 41, 42 via feed lines 36, 37, 39 and compressed through feed line 38 through an aftercooler 48 with cooling medium 49 into a return line 26.
  • the compressor group 40 has two housings 41, 42 and is driven by a back pressure steam turbine 43 in order to keep the space requirements for wet steam lines and for the condenser 46 within reasonable limits.
  • the steam is fed in from the steam boiler of the LNG tanker C via a feed line 44.
  • the condensate is subcooled in a condensate cooler 50 by a liquid cooling medium 53.
  • the condensate is transported back to the steam boiler by a condensate pump 51 with line 47 and by a liquid pump 52 for the cooling medium 53.
  • the process can be supported by the cooling effect of the evaporators 60, 70, 80 of closed refrigeration circuits, which precede the first compression of the clean gas 11 and / or as an intercooler during the compression and / or as an additional precooler before the first expansion stage 31.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Medicines Containing Plant Substances (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von Erdgas aus maritimen Vorkommen, bei dem das ungereinigte Gas auf einer Produktionsplattform oder -Schiff (A) anfällt, einer Entsäuerung (7) und einer Reinigung von Kohlendioxid (6) und von Wasser (8) unterworfen wird und einem LNG-Tankschiff (C) zur Verflüssigung nach dem Joule-Thomson-Effekt durch eine Hochdruckversorungsleitung 25 zugestellt wird. Dabei werden die zur Verflüssigung notwendigen Drücke und Temperaturen durch Energieerzeuger (12) auf der Produktionsplattform (A) erzeugt, während die Expansionsstufen (31, 32, 33) auf dem LNG-Tankschiff (C) installiert sind, um LNG bei etwa 1 bar flüssig auszufällen. Die nicht-verflüssigten Restgase aus einer Cold Box (27) werden auf dem LNG-Tankschiff verdichtet und zusammen mit dem Vorkühlgas (28) über eine Rückführleitung (26) auf die Produktionsplattform (A) zurückgebracht.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von Erdgas aus maritimen Vorkommen, bei dem das ungereinigte Gas auf einer Produktionsplattform oder -Schiff an­fällt, einer Entsäuerung und/oder einer Reinigung von Kohlendioxid und von Wasser unterzogen wird und einem LNG-Tankschiff zur Verflüssigung nach dem Joule-Thomson Effekt zugeführt wird.
  • Erdgasproduktionsplattformen und die zugehörigen Hand­habungstechniken sind in der Erdöl-Erdgas-Zeitschrift (URBAN-Verlag, Neumann-Reichardtstr. 34, D-2000 Hamburg 70) beschrieben:
    - Offshore-Erdgasverflüssigung in der Nordsee
    93. Jg., August 1977, Seite 268-271;
    - LNG-Transfersystem als Verbindungsleitung zweier schwimmenden Einheiten einer Offshore-Erdgasver­flüssigungsanlage,
    93. Jg., August 1977, Seite 277-282;
    - Erdgasverflüssigungsanlagen auf Produktionsplatt­formen für die Nordsee
    96. Jg., November 1980, Seite 409-413;
    - Nutzung marginaler Erdgasvorkommen mit nennenswerten NGL-Anteil durch Erdgasverflüssigung und Offshore-­Tankerverladung
    97. Jg., September 1981, Seite 314-320.
  • Im weiteren Zeigt die DE-A-32 00 958 ein Verfahren zur Gewinnung von Erdgas aus maritimen Lagerstätten, wobei die Verflüssigung vollständig auf dem LNG-Tankschiff vorgenommen wird, indem Druckerhöhungs- und Kühlsysteme vom Energiesystem des LNG-Tankschiffs oder von einer auf dem LNG-Tankschiff installierten Energiequelle gespiesen werden. Es entstehen damit Einschränkungen für das wirtschaftliche Betanken, indem entweder niedrige Produk­tionsraten und lange Tankzeiten in Kauf genommen werden oder jedes LNG-Tankschiff mit im Vergleich zur Fahran­triebsleistung überdimensionierten Energiequellen ausge­rüstet wird. Im weiteren ist die Weiterverarbeitung von nicht verflüssigten Gasanteilen wie Stickstoff und Methan auf dem LNG-Tankschiff nicht gezeigt.
  • Die wirtschaftliche Situation präsentiert sich heute so, dass einerseits mehr als genügend LNG-Tankschiffe welt­weit vorhanden sind und dass andererseits bei der Erdöl­aufbereitung wesentlich höhere Forderungen bezüglich Umweltverträglichkeit zu erfüllen sind. So wird in bestimmten Ländern beim Erdölfördern auf Plattformen im Meer das Abfackeln von Flash-Gas neuerdings verboten. Plattformen, die beispielsweise 1500 m³/h Oel fördern, müssen mit 200 t/h Flash-Gas fertig werden, was die Existenz der Plattform in Frage stellt, wenn Reinjizieren im Oelfeld und Gaspipelines zum Festland nicht möglich sind.
  • Hier schafft die Erfindung Abhilfe. Sie löst die Aufgabe, gereinigtes Flash-Gas mit vorhandenen LNG-Tankschiffen in flüssiger Form bei Atmosphärendruck zu bunkern. Gemäss der Erfindung wird die Aufgabe gelöst, indem die zur Verflüssigung durch Vorkühlung und Expansion notwendigen Drücke und Temperaturen für einen Reingasstrom bereits mit der Leistung von Energieerzeugern der Produktions­plattform oder-Schiff erzeugt sind, bevor das Gas über eine Hochdruckversorgungsleitung auf das LNG-Tankschiff gelangt, und indem mindestens ein Kompressor auf dem LNG-Tankschiff die nicht verflüssigten Restgase über eine Rückführleitung zu Produktionsplattform oder -Schiff zurückfördert.
  • Die Vorteile der Erfindung sind darin zu sehen, dass zum einen die Energie für eine spätere Verflüssigung bereits auf Produktionsplattform oder -Schiff aufgebracht wird und die Investition für die dafür notwendige Anlage unab­hängig von der Anzahl und Grösse der LNG-Tankschiffe nur einmal getätigt werden muss. Zum anderen ist auch bei einer befristeten Benutzung von LNG-Tankschiffen deren Einsatz wirtschaftlich gerechtfertigt, da die Anlagenver­änderungen auf den Schiffen mit später wieder demontier­baren Skids auf dem Oberdeck erreicht werden.
  • Das Erdgas selbst kann sowohl aus einer Erdgasquelle als auch aus einer Bohrung mit Erdölbegleitgas stammen.
  • Im folgenden wird die Erfindung anhand von einem schema­tisch dargestellten Ausführungsbeispiel beschrieben. Es zeigen:
    • Fig. 1 eine schematische Seitenansicht von Produktionsplattform oder -Schiff für eine Bohrstelle mit Erdölbegleitgas mit den Verbindungsleitungen zu einem LNG-Tankschiff;
    • Fig. 2 ein Fliessbild für die Gasverarbeitung ent­sprechend der Anordnung in Fig. 1.
  • In den Figuren ist eine Produktionsplattform oder -Schiff A über dem Meeresboden dargestellt, der Rohöl mit Be­gleitgas in einer Leitung 1 zugeführt wird und die in einer Produktion 2 aufbereitetes Oel nach Zwischen­lagerung im Tank 9 über eine Leitung 3 abgibt. Das vorgereinigte Gas wird über eine Zuleitung 4 einer Kohlendioxidreinigung 6, einer eventuellen Entsäuerung 7 und einer Dehydrierung 8 unterworfen und einem LNG-Tank­schiff C zur Verflüssigung nach dem Joule-Thomson-Effekt zugestellt. Erfindungsgemäss werden die zur Verflüssigung durch Expansion notwendigen Drücke und Temperaturen einem Reingasstrom 11 durch eine Kompressions- und Kühleinheit 10 erteilt, deren Leistung von Energieerzeugern 12 auf Produktionsplattform oder -Schiff A gespeist ist; im weiteren wird das verdichtete Gas bei Drücken, die in der Regel höher sind als der kritische Druck des Gas­gemisches, über eine Hochdruckversorgungsleitung 25, die direkt oder über Auftriebskörper oder Bojen B zum LNG-Tankschiff geführt ist, einer Expansionsgruppe 30 zur Erzeugung von bei etwa 1 bar flüssigen LNG zugeführt; schliesslich werden die nicht-verflüssigten Restgase 36, 37 mit einer Kompressorgruppe 40 verdichtet und gekühlt über eine ähnlich wie die Hochdruckversorgungsleitung 25 geführte Rückführleitung 26 bei ungefähr 30 bar auf Produktionsplattform oder -Schiff A zurückgebracht.
  • Die Kompressions- und Kühleinheit 10 besteht aus Kompres­soren 13, 14 mit Antrieb und Energieerzeuger 12, aus Kühlern 17, 22 mit Kühlmedien 23, 24 und aus Flüssig­keitsabscheidern 15, 16, die abgeschiedene Flüssigkeits­bestandteile über eine Rücklaufleitung 5 in den Produkti­onsbereich 2 zurückfördern. Die Expansionsgruppe 30 besteht im wesentlichen aus einem Vorkühler 28 mit nachgeschalteter Expansionsstufe 31 und Flüssigkeits­abscheider 29, der den gasförmigen Teil als Kühlmedium über den Vorkühler 28 in die Rückführleitung 26 einspeist und der den Flüssiganteil einer Cold Box 27, die in diesem Fall zwei Expansionsstufen 32, 33 mit nachgeschal­teten Abscheidern 34 aufweist und aus der das flüssige LNG abgezogen wird, zugeführt. Die nicht-verflüssigten Restgase aus der Cold Box 27 werden von den Kompressoren 41, 42 über Zuleitungen 36, 37, 39 abgesogen und verdich­tet über Zuleitung 38 durch einen Nachkühler 48 mit Kühlmedium 49 in eine Rückführleitung 26 geführt. Die Kompressorgruppe 40 ist zweigehäusig 41, 42 und wird von einer Gegendruckdampfturbine 43 angetrieben, um den Raumbedarf für Nassdampfleitungen und für den Kondensator 46 in vernünftigen Grenzen zu halten. Der Dampf wird vom Dampfkessel des LNG-Tankschiffes C über eine Zuleitung 44 eingespeist. Das Kondensat wird in einem Kondensatkühler 50 durch ein flüssiges Kühlmedium 53 unterkühlt. Der Transport erfolgt für das Kondensat durch eine Kondensat­pumpe 51 mit Leitung 47 zum Dampfkessel zurück und für das Kühlmedium 53 durch eine Flüssigkeitspumpe 52. Der Prozess kann durch die Kühlwirkung der Verdampfer 60, 70, 80 von geschlossenen Kältekreisläufen unterstützt werden, die vor der ersten Kompression des Reingases 11 und/oder als Zwischenkühler bei der Kompression und/oder als zusätzlicher Vorkühler vor der ersten Expansionsstufe 31 zugeschaltet sind.

Claims (8)

1. Verfahren zur Gewinnung von Erdgas aus maritimen Vorkommen, bei dem das ungereinigte Gas auf einer Produktionsplattform oder -Schiff (A) anfällt, einer Entsäuerung (7) und/oder einer Reinigung von Kohlendioxid (6) und von Wasser (8) unterzogen wird und einem LNG-­Tankschiff (C) zur Verflüssigung nach dem Joule-Thomson Effekt zugeführt wird, dadurch gekennzeichnet, dass die zur Verflüssigung durch Vorkühlung und Expansion notwen­digen Drücke und Temperaturen für einen Reingasstrom (11) bereits mit der Leistung von Energieerzeugern (12) der Produktionsplattform oder-Schiff (A) erzeugt sind, bevor dieser über eine Hochdruckversorgungsleitung (25) auf das LNG-Tankschiff gelangt, und dass mindestens ein Kompressor (41,42) auf dem LNG-Tankschiff (C) die nicht-­verflüssigten Restgase über eine Rückführleitung (26) zu Produktionsplattform oder-Schiff (A) zurückfördert.
2. Verfahren nach Anspruch 1 dadurch gekennzeichnet, dass mindestens ein Kompressor (13, 14) auf der Produktions­plattform oder dem Produktionsschiff (A) installiert ist, der den höchsten Zustandsdruck für das im System geför­derte Gas erzeugt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 und 2 dadurch gekennzeich­net, dass der Antrieb der Kompressoren (13,14) auf Produktionsplattform oder-Schiff (A) zur Druckerhöhung des Reingases (11) durch eine Gasturbine (12) erfolgt, deren Brennkammer auch nicht-verflüssigte Restgase (26) zugeführt werden.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass auf dem LNG-Tankschiff (C) vor­handene Dampfkesselanlagen zum Antrieb der Kompressoren (41, 42) für nicht-verflüssigte Restgase (26) über Gegen­druckdampfturbinen (43) verwendet sind.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine Expansionsstufe (32, 33) in einer Cold Box (27) verwendet wird.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass auf dem LNG-Tankschiff (C) selbst­tragende Baugruppen auf dem Oberdeck befestigt werden, die eine Expansionsgruppe (30) für das Ausfällen von LNG und/oder eine Kompressorgruppe (40) mit Antrieb (43) für das Rückfördern der nicht-verflüssigten Restgase enthal­ten.
7. Verfahren zum Gewinnen von Erdgas nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass zur Unterstützung des Verfahrens geschlossene Kältekreisläufe eingesetzt werden, deren Verdampfer (60, 70) auf der Produktionsplattform oder dem Produktionsschiff (A) dem Reingas (11) zusätzlich Wärme entziehen, um schwerere Komponenten für die Aufrechterhaltung des Prozesses auszufällen und um Kompressionsarbeit zu sparen.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass zur Unterstützung des Verfahrens geschlossene Kältekreisläufe eingesetzt werden, deren Verdampfer (80) auf dem LNG-Tankschiff (C) dem verdichteten Gas zur Verflüssigung vor der Cold Box (27) zusätzlich Wärme entziehen.
EP90810212A 1989-04-17 1990-03-19 Verfahren zur Gewinnung von Erdgas Expired - Lifetime EP0394187B1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CH1445/89 1989-04-17
CH144589 1989-04-17

Publications (3)

Publication Number Publication Date
EP0394187A2 true EP0394187A2 (de) 1990-10-24
EP0394187A3 EP0394187A3 (en) 1990-11-28
EP0394187B1 EP0394187B1 (de) 1992-07-15

Family

ID=4210633

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP90810212A Expired - Lifetime EP0394187B1 (de) 1989-04-17 1990-03-19 Verfahren zur Gewinnung von Erdgas

Country Status (7)

Country Link
US (1) US5025860A (de)
EP (1) EP0394187B1 (de)
JP (1) JP2966884B2 (de)
AU (1) AU619972B2 (de)
CA (1) CA2013605C (de)
DE (1) DE59000200D1 (de)
NO (1) NO180005C (de)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1996029239A1 (en) * 1995-03-17 1996-09-26 Den Norske Stats Oljeselskap A.S A method for treatment and transport of a hydrocarbon mixture produced on an offshore field
WO1997013108A1 (en) * 1995-10-05 1997-04-10 Bhp Petroleum Pty. Ltd. Liquefaction apparatus
WO2010010406A2 (en) * 2008-07-25 2010-01-28 Dps Bristol (Holdings) Ltd Production of liquefied natural gas
EP2749806A1 (de) * 2012-12-27 2014-07-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur Bereitstellung einer Kohlenwasserstoffladung von einem Ausgangsort zu einem Zielort
WO2015110443A3 (en) * 2014-01-22 2015-10-22 Global Lng Services Ltd. Coastal liquefaction

Families Citing this family (64)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
US5261490A (en) * 1991-03-18 1993-11-16 Nkk Corporation Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
NO179986C (no) * 1994-12-08 1997-01-22 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
US5477924A (en) * 1994-12-20 1995-12-26 Imodco, Inc. Offshore well gas disposal
NO951977L (no) * 1995-05-18 1996-11-19 Statoil As Fremgangsmåte for lasting og behandling av hydrokarboner
NO962776A (no) * 1996-07-01 1997-12-08 Statoil Asa Fremgangsmåte og anlegg for flytendegjøring/kondisjonering av en komprimert gass/hydrokarbonstrøm utvunnet fra en petroleumforekomst
US6155047A (en) * 1998-07-02 2000-12-05 Streetman; Foy Apparatus and method for generating energy
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
US6889522B2 (en) * 2002-06-06 2005-05-10 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies LNG floating production, storage, and offloading scheme
US6997647B2 (en) * 2002-07-01 2006-02-14 Bennett Jr William T Active hold down system for jack-up drilling unit
US7448223B2 (en) * 2004-10-01 2008-11-11 Dq Holdings, Llc Method of unloading and vaporizing natural gas
CN100577518C (zh) * 2004-10-15 2010-01-06 埃克森美孚上游研究公司 海底低温流体传输系统
GB0423427D0 (en) * 2004-10-21 2004-11-24 Bp Chem Int Ltd Olefins shipping
CA2585211A1 (en) * 2004-11-05 2006-05-18 Exxonmobil Upstream Research Company Lng transportation vessel and method for transporting hydrocarbons
US7543613B2 (en) * 2005-09-12 2009-06-09 Chevron U.S.A. Inc. System using a catenary flexible conduit for transferring a cryogenic fluid
CA2544366C (en) * 2006-05-19 2007-10-30 Sandy Albert Clancy A natural gas compressor and a system for operating the same
GB2466891B (en) * 2007-11-07 2012-07-11 Shell Int Research Method and apparatus for cooling and liquefying a hydrocarbon stream
US20110182698A1 (en) * 2008-10-09 2011-07-28 Keppel Offshore & Marine Technology Centre Pte Ltd Systems and methods for offshore natural gas production, transportation and distribution
US8141645B2 (en) * 2009-01-15 2012-03-27 Single Buoy Moorings, Inc. Offshore gas recovery
GB2469077A (en) 2009-03-31 2010-10-06 Dps Bristol Process for the offshore liquefaction of a natural gas feed
US9458700B2 (en) * 2009-04-06 2016-10-04 Single Buoy Moorings Inc. Use of underground gas storage to provide a flow assurance buffer between interlinked processing units
AU2011214362B2 (en) * 2010-02-10 2016-06-09 Single Buoy Moorings Inc. Bow loading station with double deck for cryogenic fluid
US8414683B2 (en) * 2010-05-28 2013-04-09 Uop Llc Integrated process for floating liquefied natural gas pretreatment
US8490565B1 (en) * 2011-02-11 2013-07-23 Atp Oil & Gas Corporation Method for processing and moving liquefied natural gas with dynamic positioning system
US8490563B1 (en) * 2011-02-11 2013-07-23 Atp Oil & Gas Corporation Floating liquefaction vessel
US8490562B1 (en) * 2011-02-11 2013-07-23 Atp Oil & Gas Corporation Liquefied natural gas dynamic positioning system processing and transport system
US8308518B1 (en) * 2011-02-11 2012-11-13 Atp Oil & Gas Corporation Method for processing and moving liquefied natural gas using a floating station and a soft yoke
US8490564B1 (en) * 2011-02-11 2013-07-23 Atp Oil & Gas Corporation Method for offshore natural gas processing with dynamic positioning system
US8308517B1 (en) * 2011-02-11 2012-11-13 Atp Oil & Gas Corporation Method for offshore natural gas processing using a floating station, a soft yoke, and a transport ship
US8490566B1 (en) * 2011-02-11 2013-07-23 Atp Oil & Gas Corporation Method for tendering at sea with a pivotable walkway and dynamic positioning system
US8646289B1 (en) * 2013-03-20 2014-02-11 Flng, Llc Method for offshore liquefaction
US8683823B1 (en) * 2013-03-20 2014-04-01 Flng, Llc System for offshore liquefaction
US8640493B1 (en) * 2013-03-20 2014-02-04 Flng, Llc Method for liquefaction of natural gas offshore
AU2014251176B2 (en) 2013-04-12 2016-10-27 Excelerate Liquefaction Solutions, Llc Systems and methods for floating dockside liquefaction of natural gas
US9810478B2 (en) * 2014-03-05 2017-11-07 Excelerate Energy Limited Partnership Floating liquefied natural gas commissioning system and method
US10126048B2 (en) 2014-04-07 2018-11-13 Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation Floating liquefied-gas production facility
GB2539955A (en) * 2015-07-03 2017-01-04 Frederick Skinner Geoffrey Process for producing liquefied natural gas
TWI603044B (zh) 2015-07-10 2017-10-21 艾克頌美孚上游研究公司 使用液化天然氣製造液化氮氣之系統與方法
TWI606221B (zh) 2015-07-15 2017-11-21 艾克頌美孚上游研究公司 一倂移除溫室氣體之液化天然氣的生產系統和方法
TWI608206B (zh) 2015-07-15 2017-12-11 艾克頌美孚上游研究公司 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
AU2016372717A1 (en) * 2015-12-14 2018-05-24 Exxonmobil Upstream Research Company Pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
AU2016372711B2 (en) 2015-12-14 2019-05-02 Exxonmobil Upstream Research Company Method of natural gas liquefaction on LNG carriers storing liquid nitrogen
CA3007052C (en) 2015-12-14 2020-10-20 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating nitrogen from liquefied natural gas using liquefied nitrogen
RU2641416C1 (ru) * 2017-02-10 2018-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газхолодтехника" Способ производства компримированного природного газа на газораспределительной станции и бустер-компрессор для реализации такого способа
JP6858267B2 (ja) 2017-02-24 2021-04-14 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 二重目的ｌｎｇ／ｌｉｎ貯蔵タンクのパージ方法
CA3101931C (en) 2018-06-07 2023-04-04 Exxonmobil Upstream Research Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US11009291B2 (en) * 2018-06-28 2021-05-18 Global Lng Services As Method for air cooled, large scale, floating LNG production with liquefaction gas as only refrigerant
KR102172666B1 (ko) * 2018-08-01 2020-11-02 닛키 글로벌 가부시키가이샤 부유체 설비
SG11202100389RA (en) 2018-08-14 2021-02-25 Exxonmobil Upstream Res Co Conserving mixed refrigerant in natural gas liquefaction facilities
AU2019326291B9 (en) 2018-08-22 2023-04-13 ExxonMobil Technology and Engineering Company Managing make-up gas composition variation for a high pressure expander process
EP3841343A2 (de) 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Wärmetauscherkonfiguration für hochdruckexpanderverfahren und verfahren zur erdgasverflüssigung unter verwendung derselben
AU2019325914B2 (en) 2018-08-22 2023-01-19 ExxonMobil Technology and Engineering Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
WO2020106397A1 (en) 2018-11-20 2020-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and apparatus for improving multi-plate scraped heat exchangers
US11578545B2 (en) 2018-11-20 2023-02-14 Exxonmobil Upstream Research Company Poly refrigerated integrated cycle operation using solid-tolerant heat exchangers
CA3123235A1 (en) 2019-01-30 2020-08-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from lng refrigerant
US11668524B2 (en) 2019-01-30 2023-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from LNG refrigerant
US11465093B2 (en) 2019-08-19 2022-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Compliant composite heat exchangers
US20210063083A1 (en) 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
EP4031821A1 (de) 2019-09-19 2022-07-27 ExxonMobil Upstream Research Company Vorbehandlung und vorkühlung von erdgas durch hochdruckkompression und -expansion
US11806639B2 (en) 2019-09-19 2023-11-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021055074A1 (en) 2019-09-20 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with o2 enrichment for acid gas capture and sequestration
US11808411B2 (en) 2019-09-24 2023-11-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Cargo stripping features for dual-purpose cryogenic tanks on ships or floating storage units for LNG and liquid nitrogen

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3161492A (en) * 1961-08-25 1964-12-15 Hydrocarbon Research Inc Mobile gas liquefaction platform
DE1776248A1 (de) * 1961-06-01 1974-10-10 Air Liquide Verfahren zur gewinnung eines bestandteiles einer gasmischung in fluessigem zustand
DE2515169A1 (de) * 1974-04-09 1975-10-30 Tapiola Ag Verfahren und anlage zur verarbeitung von erdgas
FR2317161A1 (fr) * 1975-07-07 1977-02-04 Lummus Co Navire ayant des possibilites de liquefaction de gaz naturel
DE3200958A1 (de) * 1982-01-14 1983-07-21 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur gewinnung von erdgas aus maritimen lagerstaetten

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2355167A (en) * 1940-10-26 1944-08-08 Kellogg M W Co Process for the recovery of hydrocarbons
US2588296A (en) * 1946-02-15 1952-03-04 Aluminum Co Of America Gas treatment and apparatus therefor
US3011321A (en) * 1957-12-02 1961-12-05 Texaco Inc Apparatus for the maintenance of liquefied petroleum products
US4613338A (en) * 1983-05-05 1986-09-23 Bechtel International Corporation Separating gases from geopressured or hydropressured brine
US4664190A (en) * 1985-12-18 1987-05-12 Shell Western E&P Inc. Process for recovering natural gas liquids
US4727723A (en) * 1987-06-24 1988-03-01 The M. W. Kellogg Company Method for sub-cooling a normally gaseous hydrocarbon mixture
CS266405B1 (en) * 1987-09-14 1990-01-12 Zdenek Ing Fencl Method of low-boiling medium pumping from pressure systems and device for carrying out the method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1776248A1 (de) * 1961-06-01 1974-10-10 Air Liquide Verfahren zur gewinnung eines bestandteiles einer gasmischung in fluessigem zustand
US3161492A (en) * 1961-08-25 1964-12-15 Hydrocarbon Research Inc Mobile gas liquefaction platform
DE2515169A1 (de) * 1974-04-09 1975-10-30 Tapiola Ag Verfahren und anlage zur verarbeitung von erdgas
FR2317161A1 (fr) * 1975-07-07 1977-02-04 Lummus Co Navire ayant des possibilites de liquefaction de gaz naturel
DE3200958A1 (de) * 1982-01-14 1983-07-21 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur gewinnung von erdgas aus maritimen lagerstaetten

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1996029239A1 (en) * 1995-03-17 1996-09-26 Den Norske Stats Oljeselskap A.S A method for treatment and transport of a hydrocarbon mixture produced on an offshore field
GB2314916A (en) * 1995-03-17 1998-01-14 Norske Stats Oljeselskap A method for treatment and transport of a hydrocarbon mixture produced on an offshore field
GB2314916B (en) * 1995-03-17 1998-07-22 Norske Stats Oljeselskap A method for treatment and transport of a hydrocarbon mixture produced on an offshore field
WO1997013108A1 (en) * 1995-10-05 1997-04-10 Bhp Petroleum Pty. Ltd. Liquefaction apparatus
WO2010010406A2 (en) * 2008-07-25 2010-01-28 Dps Bristol (Holdings) Ltd Production of liquefied natural gas
WO2010010406A3 (en) * 2008-07-25 2012-02-16 Dps Bristol (Holdings) Ltd Production of liquefied natural gas
AU2009275338B2 (en) * 2008-07-25 2014-03-20 Dps Bristol (Holdings) Ltd Production of liquefied natural gas
EP2749806A1 (de) * 2012-12-27 2014-07-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren zur Bereitstellung einer Kohlenwasserstoffladung von einem Ausgangsort zu einem Zielort
WO2014102117A1 (en) * 2012-12-27 2014-07-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of supplying a hydrocarbon load from a starting location to a destination
WO2015110443A3 (en) * 2014-01-22 2015-10-22 Global Lng Services Ltd. Coastal liquefaction

Also Published As

Publication number Publication date
NO901665D0 (no) 1990-04-11
NO901665L (no) 1990-10-18
EP0394187A3 (en) 1990-11-28
EP0394187B1 (de) 1992-07-15
AU5325790A (en) 1990-10-18
NO180005C (no) 1997-01-29
NO180005B (no) 1996-10-21
JP2966884B2 (ja) 1999-10-25
JPH02296990A (ja) 1990-12-07
CA2013605A1 (en) 1990-10-17
DE59000200D1 (de) 1992-08-20
AU619972B2 (en) 1992-02-06
US5025860A (en) 1991-06-25
CA2013605C (en) 1999-11-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0394187B1 (de) Verfahren zur Gewinnung von Erdgas
DE19882481C2 (de) Verbesserter Prozess zum verflüssigen von Erdgas
DE1123684B (de) Verfahren zum Verfluessigen von Erdgas
DE69631062T2 (de) Schiffsgestütztes system für den transport von druck-erdgas
DE112007003171T5 (de) System und Verfahren zur Herstellung von Flüssigerdgas
DE2307390B2 (de) Verfahren zur Behandlung bzw. Verwertung des in einem Transportschiff für Erdgas durch Verdunsten aus dem Flüssiggasbehälter anfallenden Gases und Anlage zur Durchführung des Verfahrens
US4124496A (en) Separation of multi-component mixtures
RU2503900C2 (ru) Способ и устройство для охлаждения и сжижения потока углеводородов
DE1103363B (de) Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung eines ausgeglichenen Kaeltehaushaltes bei der Gewinnung von unter hoeherem Druck stehenden Gasgemischen und/oder Gasgemisch-komponenten durch Rektifikation
DE102011014678A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Behandlung eines kohlendioxidhaltigen Gasstroms
DE3445063A1 (de) Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
DE3200958A1 (de) Verfahren zur gewinnung von erdgas aus maritimen lagerstaetten
CN102438726A (zh) 处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备
EP0874188B2 (de) Verfahren zum Aufbereiten von tiefgekühltem Flüssiggas
CN102803651A (zh) 生产液态烃组分流和组合的气态烃组分流的方法及其设备
US3161492A (en) Mobile gas liquefaction platform
DE2161283B2 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Deckung von Stickstoff Verlusten in mit Stickstoff als Arbeitsmittel betne benen Einrichtungen an Bord von Flussig gastankern
DE3924908A1 (de) Verfahren und anlage zur minderung des kohlendioxidgehalts der abgase bei fossiler verbrennung
DE102009039898A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Behandlung eines kohlendioxidhaltigen Gasstroms
DE102009015411A1 (de) Verfahren und Einrichtung zum Betrieb einer Antriebsmaschine für ein Schiff zum Transport von Flüssiggas
US2814936A (en) Method for liquefying natural gas at casing head pressure
US20180202610A1 (en) Process for expansion and storage of a flow of liquefied natural gas from a natural gas liquefaction plant, and associated plant
EP0711967A2 (de) Verfahren zum Verflüssigen einer unter Druck stehenden kohlenwasserstoffreichen Fraktion
DE602004001004T2 (de) Verfahren zur Stickstoffverflüssigung durch Ausnutzung der Verdampfungskälte von flüssigem Methan
DE19821242A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

PUAL Search report despatched

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009013

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): CH DE FR GB IT LI NL SE

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A3

Designated state(s): CH DE FR GB IT LI NL SE

17P Request for examination filed

Effective date: 19901129

17Q First examination report despatched

Effective date: 19911213

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

ITF It: translation for a ep patent filed

Owner name: ING. ZINI MARANESI & C. S.R.L.

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): CH DE FR GB IT LI NL SE

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
REF Corresponds to:

Ref document number: 59000200

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19920820

ET Fr: translation filed
PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LI

Effective date: 19930331

Ref country code: CH

Effective date: 19930331

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

EAL Se: european patent in force in sweden

Ref document number: 90810212.2

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20000211

Year of fee payment: 11

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20000223

Year of fee payment: 11

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Payment date: 20000224

Year of fee payment: 11

Ref country code: FR

Payment date: 20000224

Year of fee payment: 11

Ref country code: DE

Payment date: 20000224

Year of fee payment: 11

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20010319

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20010320

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20011001

EUG Se: european patent has lapsed

Ref document number: 90810212.2

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20010319

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20011130

NLV4 Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee

Effective date: 20011001

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20020101

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20050319