HRP20010261A2 - Reliquefaction of boil-off from pressure lng - Google Patents

Reliquefaction of boil-off from pressure lng Download PDF

Info

Publication number
HRP20010261A2
HRP20010261A2 HR20010261A HRP20010261A HRP20010261A2 HR P20010261 A2 HRP20010261 A2 HR P20010261A2 HR 20010261 A HR20010261 A HR 20010261A HR P20010261 A HRP20010261 A HR P20010261A HR P20010261 A2 HRP20010261 A2 HR P20010261A2
Authority
HR
Croatia
Prior art keywords
gas
phase
compressed
heat exchanger
natural gas
Prior art date
Application number
HR20010261A
Other languages
English (en)
Inventor
E Lawrence Kimble Iii
Original Assignee
Exxonmobil Upstream Res Co
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 Exxonmobil Upstream Res Co filed Critical Exxonmobil Upstream Res Co
Publication of HRP20010261A2 publication Critical patent/HRP20010261A2/hr

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • 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
    • F25J1/0203—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 a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0204—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 a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow SCR 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
    • 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
    • F25J1/0002—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
    • F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
    • 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
    • F25J1/0211—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0212—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow MCR 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/036—Treating the boil-off by recovery with heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Landscapes

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

Description

Područje izuma
Izum je iz područja tehnologije proizvodnje goriva. Ovaj izum odnosi se na poboljšani proces za ponovno ukapljivanje stlačenog otparenog plina iz stlačenog ukapljenog prirodnog plina.
Stanje tehnike
Zbog njegova čistog sagorijevanja i raspoloživosti, prirodni plin se posljednjih godina intenzivno koristi. Na udaljenim mjestima smješteni su mnogi izvori prirodnog plina, koji su daleko od bilo kojeg mjesta za komercijalnu uporabu. Nekad postoji cjevovod za transport proizvedenog prirodnog plina do komercijalnog tržišta. Kada transport cjevovodom nije moguć, proizvedeni prirodni plin se često pretvara u ukapljeni prirodni plin (koji se naziva “LNG”) za transport do tržišta.
Sustavi za rashlađivanje LNG su skupi jer je za ukapljivanje prirodnog plina potrebno jako rashlađivanje. Tipični prirodni plin ulazi u LNG postrojenje pri tlakovima koji su od oko 4830 kPa (700 psia) do oko 7600 kPa (1100 psia) i temperaturama od oko 20°C do oko 40ºC. Prirodni plin, koji je dominantno metan, može se ukapljiti jednostavnim povećanjem tlaka, kao u slučaju viših ugljikovodika koji se rabe za energijske potrebe. Kritična temperatura metana je –82,5ºC. To znači da se metan može ukapljiti samo ispod te temperature bez obzira na primijenjeni tlak. Budući da je prirodni plin smjesa plinova, on se ukapljuje u određenom rasponu temperatura. Kritična temperatura prirodnog plina je tipično između oko -85ºC i ‘62ºC. Smjese prirodnog plina pri atmosferskom tlaku tipično ukapljuju u rasponu temperatura između oko -165ºC i -155ºC. Budući da postrojenje za rashlađivanje predstavlja značajni dio troškova LNG postrojenja, značajni učinak se može postići smanjivanjem troškova rashlađivanja.
U prethodnoj tehnici postoji mnogo sustava za ukapljivanje prirodnog plina uzastopnim propuštanjem plina pod povišenim tlakom kroz više stupnjeva hlađenja pri čemu se plin hladi do sve nižih temperatura sve dok plin ne bude ukapljen. Standardno ukapljivanje smanjuje temperaturu plina na oko -160ºC pri atmosferskom ili blizu atmosferskog tlaka. Ohlađivanje je općenito popraćeno toplinskom izmjenom s jednim ili više sredstava za hlađenje kao što su propan, propilen, etan, etilen i metan. Premda se za ukapljivanje prirodnog plina vrši mnogo ciklusa hlađenja, tri tipa koji se danas najčešće koriste u tvornicama LNG su: (a) “kaskadni ciklus” koji koristi jednu višestruku komponentu sredstva za hlađenje u izmjenjivačima topline koji su postavljeni progresivno da se smanji temperatura plina do temperature ukapljivanja, (2) “ciklus ekspandiranja (širenja)” pri kojem se plin širi od visokog tlaka do niskog tlaka uz odgovarajuće smanjenje temperature, i (3) “višekomponentni ciklus rashlađivanja” koji koristi višekomponentno sredstvo za hlađenje u posebno oblikovanim izmjenjivačima. Većina ciklusa ukapljivanja prirodnog plina koristi varijacije ili kombinacije ovih triju temeljnih tipova.
Jedan prijedlog za smanjenje troškova rashlađivanja je da se proizvede ukapljeni prirodni plin na temperaturi iznad -112ºC (-170ºF) i tlaku koji je dovoljan da tekućina bude na ili ispod temperature pojave mjehurića. Stlačeni ukapljeni prirodni plin označava se kao PLNG da bi se razlikovao od LNG koji je na ili blizu atmosferskog tlaka. PLNG zahtijeva značajno manje rashlađivanje jer PLNG može biti više od 50ºC topliji od standardnog LNG. Za većinu prirodnih plinovitih smjesa, tlak PLNG je u rasponu oko 1380 kPa (200 psia) i oko 3450 kPa (500 psia). Pri skladištenju, transportu ili rukovanju s PLNG, može biti značajna količina otparenog. Postoji potreba za procesom ponovnog ukapljivanja PLNG otparenog plina da bi se opet dobio PLNG da bi istovremeno energijski zahtjevi bili ekonomični.
Sažetak
Ovaj izum odnosi se na proces za ponovno ukapljivanje stlačenog otparenog plina koji se dobiva iz stlačenog prirodnog ukapljenog plina. U ovom procesu se funkcija rashlađivanja vrši izmjenjivačem topline u ciklusu rashlađivanja, poželjno u zatvorenom ciklusu sustava za rashlađivanje koji kao medij za hlađenje koristi smjesu sredstava za rashlađivanje. Stlačeni prirodni plin se vodi kroz izmjenjivač topline, koji bar djelomično ukapljuje prirodni plin. Prirodni plin se zatim širi do nižeg tlaka da se dobije tok tekućine temperature iznad oko -112ºC (-170ºF), koja ima dovoljan tlak da ukapljeni tok bude na temperaturi ili ispod temperature pojave mjehurića. Tekući tok se zatim propušta kroz prvi fazni separator da se ukloni iz tekućeg toka bilo kakva para koja može postojati nakon stupnja ekspanzije. Otparene pare koje treba ponovo ukapljiti propuštaju se kroz izmjenjivač topline, čime se vrši funkcija izmjenjivača topline da se hladi prirodni plin i zagrijava ulazni otpareni plin. Otpareni plin se zatim stlačuje i hladi prije nego se vraća u ciklus kroz toplinski izmjenjivač za daljnje hlađenje otparenog plina. Stlačeni, ohlađeni otpareni plin se zatim širi do nižeg tlaka i šalje do drugog faznog separatora. Drugi fazni separator proizvodi tok pare i tekući tok. Tok pare kojega proizvodi drugi separator uklanja se iz procesa za daljnju uporabu kao stlačeno gorivo, dok se poželjnije do uklanjanja zbog uporabe kao goriva dolazi nakon što se tok pare propusti kroz izmjenjivač topline za zagrijavanje goriva. Tekući tok koji se dobiva pomoću drugog faznog separatora šalje se prvom faznom separatoru da se dobije tok stlačenog produkta koji ima temperaturu iznad oko -112ºC i tlak koji je dovoljan za tekućinu da bude na temperaturi ili ispod temperature pojave mjehurića.
Prednost ovog procesa je u tome što se pare koje nastaju pri punjenu brodova i drugih spremnika s PLNG mogu ponovo ukapljiti s minimalnom kompresijom para. Ovaj proces također smanjuje ukupnu kompresiju koja je potrebna obnavljanjem za uporabu kao goriva određenog dijela para koje se ponovno ukapljuju. To ima prednosti jer dio para koji se uklanja kao gorivo sadrži značajno veću koncentraciju dušika nego ukapljeni plinoviti produkt. Uklanjanje dušika iz procesa sukladno ovom izumu zahtijeva do sedam posto manje ukupno stlačivanje za postrojenje za ukapljivanje nego što bi bilo potrebno da dušik nije uklonjen i sva para ukapljena.
Kratak opis crteža
Ovaj izum i njegove prednosti bit će jasniji nakon detaljnog opisa i iz priloženog crteža, koji je pojednostavljeni dijagram toka jedne realizacije ovog izuma koji prikazuje proces za ponovno ukapljivanje otparenog plina iz PLNG. Ovaj dijagram toka predstavlja poželjnu realizaciju za izvršenje procesa ovog izuma. Ovaj crtež nema za cilj da se iz dosega izuma isključe druge realizacije koje su rezultat normalnih i očekivanih modifikacija specifične realizacije. Različiti potrebni podsustavi kao što su ventili, mješači toka, kontrolni sustavi i senzori su uklonjeni iz crteža da bi prikaz bio jasniji i jednostavniji.
Realizacija izuma s primjerima izvođenja
Nađeno je da proces ukapljivanja prirodnog plina koji služi za ukapljivanje toka prirodnog plina, istovremeno ukapljuje otpareni plin koji nastaje iz stlačenog ukapljenog prirodnog plina. Ovaj izum je osobito dobro postavljen za ponovno ukapljivanje otparenog iz ukapljenog prirodnog plina koji ima temperaturu iznad oko -112ºC (-170ºF) i tlak koji je dovoljan za ukapljivanje toka koji je oko ili ispod točke pojave mjehurića, što se u ovom opisu označuje kao “PLNG”.
Proces ovog izuma je osobito dobro udešen za ukapljivanje otparenog plina koji nastaje iz PLNG koji sadrži dušik. Ako PLNG sadrži dušik, otpareni plin iz PLNG će sadržavati tipično veće koncentracije dušika. Primarni izvor dušikovih nečistoća u otparenim parama je dušik iz PLNG. Dušik, koji je isparljiviji od ukapljenog prirodnog plina, poželjno izlazi i koncentrira se unutar otparene pare. Primjerice, PLNG koji sadrži 0,3 molnih postotaka N2 može dati paru koja sadrži približno 3 molna postotka N2. Pri višim temperaturama i tlaku PLNG, dušik izlazi čak poželjnije nego standardni ukapljeni prirodni plin pri ili blizu atmosferskog tlaka. Proces ovog izuma ponovno ukapljuje otparene pare koje imaju relativno veliki sadržaj dušika da bi se dobio PLNG koji ima razmjerno malen sadržaj dušika.
Pojam “točka pojave mjehurića” koji se rabi u opisu ovog izuma označuje temperaturu i tlak pri kojem tekućina počinje prelaziti u plin. Primjerice, ako se određeni volumen PLNG drži na stalnom tlaku, ali se povećava temperatura, temperatura na kojoj se počinje stvarati plin u PLNG je točka pojave mjehurića. Slično, ako se određeni volumen PLNG drži na konstantnoj temperaturi ali se smanjuje tlak, tlak na kojem se počinje stvarati plin definira točku pojave mjehurića. U točki pojave mjehurića, PLNG je zasićena tekućina. Poželjno je da se PLNG ne samo kondenzira u točki pojave mjehurića, već dodatno hladi do pohlađene tekućine. Pothlađivanje PLNG smanjuje količinu otparene pare tijekom skladištenja, transporta ili rukovanja.
Prvo razmatranje pri kriogenoj obradi prirodnog plina je onečišćenje. Dotok sirovog prirodnog plina koji je pogodan za proces ovog izuma obuhvaća prirodni plin koji se dobiva kao izvor sirove nafte (pridruženi plin) ili kao izvor plina (nepridruženi plin). Sastav i tlak prirodnog plina može znatno varirati. Kako se ovdje rabi, tok prirodnog plina sadrži metan (C1) kao glavnu komponentu. Prirodni plin će tipično također sadržavati etan (C2), više ugljikovodike (C3+) i manje količine onečišćivača kao što su voda, ugljični dioksid, sumporovodik, dušik, butan, ugljikovodici sa šest i više ugljikovih atoma, prljavština, željezni sulfid, vosak i sirova nafta. Topljivost ovih nečistoća varira s temperaturom, tlakom i sastavom. Pri kriogenim temperaturama, CO2, voda i ostali onečišćivači mogu stvarati krutinu, koja može začepiti prolaze za protok u kriogenim izmjenjivačima topline. Ove potencijalne poteškoće mogu se izbjeći uklanjanjem takvih nečistoća ako se predvide uvjeti unutar njihove čiste komponente, granice temperature-tlaka krute faze. U opisu izuma koji slijedi, podrazumijeva se da se tok prirodnog plina može na pogodan način tretirati da se uklone sulfidi i ugljični dioksid te osušiti da se ukloni voda koristeći standardne i dobro poznate procese da se dobije “dobar, suh” tok prirodnog plina. Ako tok prirodnog plina sadrži teške ugljikovodike koji bi se mogli smrznuti tijekom ukapljivanja ili ako teški ugljikovodici nisu poželjni u PLNG, teški ugljikovodici mogu se ukloniti postupkom frakcioniranja prije ili kao dio postupka ukapljivanja koji je niže opisan.
Proces ovog izuma bit će opisan prema dijagramu toka na slici 1. Ulazni tok prirodnog plina 10 ulazi u proces ukapljivanja pri tlaku koji je iznad oko 1380 kPa (200 psia) a poželjnije je iznad oko 2400 kPa (350 psia) te temperature iznad oko -112ºC (-170ºF), a još poželjnije iznad oko -94ºC (-138ºF). međutim, mogu se koristiti različiti tlakovi i temperature, te se sustav prema tome može na odgovarajući način modificirati. Ako je tok plina 10 ispod oko 1380 kPa (200 psia), on se može stlačiti pomoću pogodnog sklopa za stlačivanje (nije prikazan), što može uključivati jedan ili više kompresora.
Ulazni tok propušta se kroz izmjenjivač topline 51 da bi se ukapljio prirodni plin. Toplinski izmjenjivač 51 može sadržavati jedan ili više stupnjeva koji se hlade standardnim sustavom za hlađenje 50. Primjerice, sustav za hlađenje 50 može sadržavati jednokomponentni ili višekomponentni sustav za rashlađivanje s propanom, propilenom, etanom, ugljikovim dioksidom ili nekom drugom tekućinom kao sredstvom za rashlađivanje. Sustav za hlađenje 50 poželjno je višekomponentni sustav za rashlađivanje u zatvorenoj petlji što je dobro poznati način za rashlađivanje posrednom izmjenom topline. Pojam “posredna izmjena topline”, koji se rabi u ovom opisu, označuje dovođenje dva toka tekućine u izmjenjivač topline pri čemu nema nikakvog fizičkog dodira ili miješanja jedne tekućine s drugom.
Ovaj izum nije ograničen na bilo koji tip izmjenjivača topline 51, ali zbog ekonomičnosti su preferirani plošni izmjenjivači i spiralni izmjenjivači, te toplinski izmjenjivači “hladne kutije”, koji se svi hlade posrednom izmjenom topline. Optimalni sustav za rashlađivanje 50 i izmjenjivač topline 51 mogu se odrediti što može svatko tko poznaje ovo područje uzimajući u obzir brzinu protoka i sastav tekućina koje prolaze kroz izmjenjivač topline 51.
Tok ukapljenog prirodnog plina 12 koji izlazi iz izmjenjivača topline 51 prolazi kroz jedna ili više uređaja za ekspanziju, kao što je ekspanzijski ventil 52. Ovo izoentalpijsko smanjenje tlaka rezultira brzim isparavanjem manjeg dijela plina, ukapljivanjem ravnotežnog prirodnog plina, te ukupnim smanjenjem temperature kako manjeg dijela frakcije plina tako i preostalog većeg dijela tekuće frakcije. Da se dobije PLNG kao produkt sukladno praksi ovog izuma, temperatura prirodnog plina u toku 13 poželjno je iznad oko -112ºC. Protočni tok 13 je propušten do faznog separatora 53 koji daje tekući tok produkta 14 što je PLNG koji ima temperaturu iznad oko -112ºC (-270ºF) i tlak koji je dovoljan da tekući produkt bude na ili ispod točke pojave mjehurića. PLNG ide do pogodnog postrojenja za skladištenje (nije prikazano na slici 1) kao što je stacionarni rezervoar ili nosač kao što je PLNG brod, kamion ili vagon. Da bi tekući produkt ostao u tekućoj fazi, temperatura mora biti ispod kritične temperature za produkt, koja će tipično biti ispod -62ºC (-80ºF). Fazni separator 53 će tipično proizvoditi manje frakcije toka pare 16, koja se uklanja iz procesa kao gorivo. Poželjno, tok pare 16 zagrijava se u izmjenjivaču topline 51 prije nego se koristi kao gorivo (tok 26).
Otparena para koja nastaje kao rezultat isparavanja tijekom skladištenja, transporta i rukovanja (nije prikazano na slici 1) ukapljenog rpriodnog plina uvodi se u proces izuma kao tok 18. Temperatura otparenog plina koji nastaje iz PLNG tipično je iznad oko -112ºC (-170ºF) dok je tlak tipično iznad oko 1380 kPa (200 psia). Tok otparenog plina 18 sadrži do 3% dušika.
Otpareni plin prolazi kroz izmjenjivač topline 51 koji zagrijava otpareni plin prije nego se stlačen. Nakon izlaska iz izmjenjivača topline 51, otpareni plin (tok 19) se stlačuje pomoću kompresora 55. U praksi ovog izuma, budući da je ulazni otpareni plin 18 stlačen, energijske potrebe kompresora 55 su minimalne jer će kompresor podići tlak otparenog plina do tlaka iznad tlaka toka produkta 14, poželjno između oko 20 i oko 150 psia iznad tlaka toka produkta 14, te poželjnije između oko 40 i 50 funti iznad tlaka toka produkta 14. Energija koja je potrebna da se dobije ova kompresija je značajno manja od energije koja je potrebna u standardnom procesu (nije prikazano na crtežima) za ponovno ukapljivanje otparenog plina u kojem se otpareni plin stlačuje do tlaka ulaznog toka 10 i zatim kombinira s ulaznim tokom 10.
Kompresor koji je prikazan na slici 1 je jedna jedinica, koja je u mnogim primjenama dovoljna. Podrazumijeva se, međutim, da se u realizaciji ovog izuma može koristiti više stupnjeva (npr. tri s dva međuhladila). Također se koristi jedan naknadni rashlađivač koji je postavljen nizvodno od posljednjeg stupnja stlačivanja. Na slici 1 prikazan je samo jedan naknadni rashlađivač 56 koji poželjno koristi kao medij za rashlađivanje okolni zrak ili vodu.
Nakon izlaska iz naknadnog hladila 56, stlačeni otpareni plin (tok 21) vraća se natrag kroz izmjenjivač topline 51 da se dodatno ohladi otpareni plin. Iz izmjenjivača topline 51, otpareni plin prolazi (tok 22) kroz ekspanzijski sklop, kao što je Joule-Thomsonov ventil 57 da se dodatno smanji temperatura otparenog plina. Ovo izoentalpijsko smanjenje tlaka rezultira brzim isparavanjem frakcije plina, ukapljivanjem ravnotežnog otparenog plina te ukupnim smanjenjem temperature kako otparenog plina, tako i preostale tekuće frakcije. da se dobije visokostlačeni ukapljeni prirodni plin iz otparenog plina sukladno ovom izumu, temperatura toka prirodnog plina 23 poželjno je iznad oko -112ºC dok je tlak poželjno približno jednak tlaku toka 13. Protočni tok 23 prolazi kroz fazni separator 58 koji proizvodi tok tekućeg produkta 24, stlačenog ukapljenog prirodnog plina koji ima temperaturu iznad oko -112ºC (-170ºF), koji prolazi kroz fazni separator 53.
Također je iz faznog separatora 58 izuzet tok pare 25 koji je bogat metanom i koji sadrži značajnu količinu dušika. Ovaj tok pare miješa se s tokom pare 16 za uporabu kao stlačeno gorivo. Izlazne temperature tokova 12 i 22 kontroliraju se da odgovaraju količini nekondenziranog volumena pare (tok 25) s potrebama za gorivom pogona za ukapljivanje. Volumen toka 25 povećava se s povećanjem temperature toka 22. Ako su potrebe za gorivom pogona male, temperatura toka 22 kao i toka 12 može se smanjiti. Reguliranje toplinskog izmjenjivača 51 da bi se dostigao željeni volumen toka 25 može se odrediti što mogu oni koji poznaju ovo područje u svjetlu činjenica koje su iznesene u ovom opisu.
Primjer
Simulirana ravnoteža mase i energije provedena je da se ilustrira realizacija koja je prikazana na slici 1, a rezultati su navedeni u tablici niže. Podaci su dobiveni korištenjem komercijalno raspoloživog procesa simuliranja programom koji se zove HYSYS™ (Hyprotech Ltd., Calgary, Canada). Međutim, mogu se koristiti ostali komercijalno raspoloživi procesi simuliranja da bi se dobili podaci, uključujući primjerice HYSIM™, PROII™ i ASPEN PLUS™, koji su poznati onima koji poznaju ovo područje. Podaci koji su navedeni u tablici su stavljeni da bi se postiglo bolje razumijevanje realizacije koja je prikazana na slici 1, ali izum nije ograničen samo na nju. Temperature i brzinu protoka ne treba smatrati ograničenjima izuma jer su dozvoljene varijacije temperature i brzine protoka.
Osoba koja poznaje ovo područje, posebice ona koja poznaje suštinu ovog patenta, uočit će da su moguće mnoge modifikacije i varijacije specifičnog procesa koji je prije opisan. Primjerice, moguće je koristiti mnoge temperature i tlakove sukladno ovom izumu, što ovisi o ukupnom oblikovanju sustava i sastavu plina koji se unosi. Također, sklop za hlađenje ulaznog plina može biti opremljena ili preoblikovana što ovisi u ukupnim zahtjevima oblikovanja da se postigne optimum te o zahtjevima glede učinkovite izmjene topline. Kao što je prije razmotreno, specifično opisane realizacije i primjeri ne trebaju biti korišteni kao granica ili ograničenje dosega izuma, što je određeno patentnim zahtjevima koji slijede i njihovim ekvivalentima.
Tablica 1
[image]

Claims (6)

1. Proces za ponovno ukapljivanje stlačenog otparenog plina koji se dobiva iz stlačenog ukapljenog prirodnog plina, naznačen time što se sastoji iz sljedećih stupnjeva: (a) osiguravanje funkcije izmjenjivaču topline pomoću ciklusa rashlađivanja; (b) prolaz stlačenog prirodnog plina kroz izmjenjivač topline da se ohladi prirodni plin, pri čemu je navedeni stlačeni prirodni plin topliji od stlačenog otparenog plina; (c) širenje ohlađenog prirodnog plina do nižeg tlaka, čime se ukapljuje bar dio ohlađenog prirodnog plina, ukapljeni plin ima temperaturu iznad oko -112°C (-170°F= i tlak koji je dovoljan za ukapljeni plin da bude u točki ili ispod njegove točke pojave mjehurića; (d) odvajanje u prvom faznog separatoru bilo kakve parovite faze, ako parovita faza postoji nakon stupnja ekspanzije (c), od ukapljene faze; (e) zagrijavanje u izmjenjivaču topline otparenog plina kojega treba ukapljiti, čime se ostvaruje ciklus rashlađivanja izmjenjivača topline; (f) stlačivanje i hlađenje zagrijanog otparenog plina; (g) vraćanje stlačenog otparenog plina izmjenjivaču topline za daljnje hlađenje stlačenog otparenog plina; (h) širenje stlačenog otparenog plina na niži tlak da se dobije plinovita faza i tekuća faza; (i) fazno razdvajanje u drugom faznom separatoru plinovite faze i tekuće faze stupnja (h); (j) propuštanje tekuće faze stupnja (i) do prvog faznog separatora; (k) sakupljanje para iz drugog faznog separatora; i (l) uklanjanje tekućine iz prvog faznog separatora u obliku stlačenog ukapljenog prirodnog plina koji ima temperaturu iznad oko -112°C (-170°F) i tlak koji je dovoljan da tekućina bude u točki ili ispod točke pojave mjehurića.
2. Proces prema zahtjevu 1, naznačen time što također uključuje stupanj prolaska skupljene pare u stupnju (k) kroz izmjenjivač topline.
3. Proces prema zahtjevu 1, naznačen time što također uključuje dobivanje unaprijed određene količine pare koja je sakupljena u stupnju (k) reguliranjem količine hlađenja otparenog plina tijekom njegova prolaska kroz izmjenjivač topline.
4. Proces prema zahtjevu 1, naznačen time što otpareni plin koji se uvodi u proces ima temperaturu iznad oko -112°C (-170°F) i tlak iznad oko 1379 kPa.
5. Proces prema zahtjevu 4, naznačen time što otpareni plin ima tlak iznad oko 2413 kPa.
6. Proces za ponovno ukapljivanje otparenog plina koji sadrži dušik iz posude koja sadrži stlačeni ukapljeni prirodni plin temperature iznad oko -112°C (-170°F) i tlak dovoljan da ukapljena struja bude u točki ili ispod točke pojave mjehurića, naznačen time što se sastoji iz sljedećih stupnjeva: (a) kruženje sredstva za hlađenje u zatvorenom krugu kroz izmjenjivač topline; (b) prolazak stlačenog prirodnog plina kroz izmjenjivač topline da se ohladi prirodni plin; (c) ekspandiranje ohlađenog prirodnog plina na niži tlak da se dobije ukapljeni plin; (d) odvajanje u prvom faznom separatoru bilo kakve parovite faze, ako parovita faza postoji nakon stupnja ekspanzije u stupnju (c), od ukapljenog plina; (e) zagrijavanje otparenog plina kojega treba ponovno ukapljiti u izmjenjivaču topline, čime se osigurava funkcija rashlađivanja izmjenjivača topline; (f) stlačivanje i ohlađivanje zagrijanog otparenog plina; (g) vraćanje stlačenog otparenog plina do izmjenjivača topline da se dodatno ohladi stlačeni plin; (h) ekspandiranje stlačenog otparenog plina da se smanji tlak i dobije plinovita faza i tekuća faza; (i) faza odvajanja u drugom separatoru faza plinovite faze i tekuće faze stupnja (h); (j) prolazak tekuće faze stupnja (i) do prvog faznog separatora; (k) uklanjanje para koje sadrže dušik iz drugog separatora faza; i (l) uklanjanje tekućine iz prvog separatora faza u obliku stlačenog ukapljenog prirodnog plina koji ima temperaturu iznad oko -112°C i tlak dovoljan da tekućina bude u točki ili ispod točke pojavljivanja mjehurića.
HR20010261A 1998-10-23 2001-04-09 Reliquefaction of boil-off from pressure lng HRP20010261A2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10532598P 1998-10-23 1998-10-23
PCT/US1999/024806 WO2000025061A1 (en) 1998-10-23 1999-10-22 Reliquefaction of boil-off from pressure lng

Publications (1)

Publication Number Publication Date
HRP20010261A2 true HRP20010261A2 (en) 2002-04-30

Family

ID=22305183

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
HR20010261A HRP20010261A2 (en) 1998-10-23 2001-04-09 Reliquefaction of boil-off from pressure lng

Country Status (19)

Country Link
US (1) US6192705B1 (hr)
EP (1) EP1131581A4 (hr)
JP (1) JP2002528693A (hr)
KR (1) KR20010083920A (hr)
CN (1) CN1102213C (hr)
AR (1) AR020937A1 (hr)
AU (1) AU1320100A (hr)
BR (1) BR9914697A (hr)
CO (1) CO5100990A1 (hr)
EG (1) EG22576A (hr)
HR (1) HRP20010261A2 (hr)
IL (1) IL142556A (hr)
MY (1) MY117068A (hr)
PE (1) PE20000821A1 (hr)
TN (1) TNSN99193A1 (hr)
TR (1) TR200101118T2 (hr)
TW (1) TW468027B (hr)
WO (1) WO2000025061A1 (hr)
ZA (1) ZA200103019B (hr)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10108905A1 (de) * 2001-02-23 2002-09-05 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines wenigstens zweikomponentigen Gasgemisches
US6560988B2 (en) 2001-07-20 2003-05-13 Exxonmobil Upstream Research Company Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
KR100441857B1 (ko) * 2002-03-14 2004-07-27 대우조선해양 주식회사 엘앤지 운반선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템 장치
US6672104B2 (en) 2002-03-28 2004-01-06 Exxonmobil Upstream Research Company Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
US6745576B1 (en) 2003-01-17 2004-06-08 Darron Granger Natural gas vapor recondenser system
NO322620B1 (no) * 2003-10-28 2006-11-06 Moss Maritime As Anordning til lagring og transport av flytendegjort naturgass
PL1861478T3 (pl) * 2005-03-16 2012-07-31 Fuelcor Llc Układy i sposoby do wytwarzania syntetycznych związków węglowodorowych
KR100696015B1 (ko) 2006-01-06 2007-03-16 대우조선해양 주식회사 재액화장치가 탑재된 엘엔지선박의 엘엔지기액분리기에서발생되는 오프가스 처리시스템
NO345489B1 (no) * 2006-04-07 2021-03-01 Hamworthy Gas Systems As Fremgangsmåte og anordning for avkjøling av en LNG-avbrenningsgass-(BOG)-strøm i et væskegjenvinningsanlegg
WO2008091373A2 (en) * 2006-07-20 2008-07-31 Dq Holdings, Llc Container for transport and storage for compressed natural gas
US8820096B2 (en) 2007-02-12 2014-09-02 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. LNG tank and operation of the same
BRPI0813637B1 (pt) * 2007-07-09 2019-07-09 Lng Technology Pty Ltd Processo e sistema para a produção de gás natural liquefeito
US20090199591A1 (en) 2008-02-11 2009-08-13 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Liquefied natural gas with butane and method of storing and processing the same
KR20090107805A (ko) 2008-04-10 2009-10-14 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
US8893515B2 (en) * 2008-04-11 2014-11-25 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations of boil-off gas handling in LNG regasification terminals
DE102009015766A1 (de) * 2009-03-31 2010-10-07 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Verflüssigen einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion
KR101826678B1 (ko) * 2011-01-10 2018-02-07 대우조선해양 주식회사 복합형 해상 부유식 구조물
KR101268914B1 (ko) 2011-03-03 2013-05-28 한국과학기술원 Ｃｃｓ 체인에서의 브라인을 이용한 액화비용 절감 방법
KR101106089B1 (ko) * 2011-03-11 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 방법
US10852060B2 (en) 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
KR101092388B1 (ko) 2011-05-27 2011-12-09 서울대학교산학협력단 초저온 유체 저장 시스템 및 방법
KR101310025B1 (ko) * 2012-10-30 2013-09-24 한국가스공사 저장 액체의 재액화 방법
SG11201503053SA (en) * 2012-11-16 2015-06-29 Exxonmobil Upstream Res Co Liquefaction of natural gas
KR101525664B1 (ko) * 2013-06-12 2015-06-03 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템 및 방법
DE102013011212B4 (de) * 2013-07-04 2015-07-30 Messer Group Gmbh Vorrichtung zum Kühlen eines Verbrauchers mit einer unterkühlten Flüssigkeit in einem Kühlkreislauf
KR101577803B1 (ko) * 2013-12-30 2015-12-15 대우조선해양 주식회사 복합형 해상 부유식 구조물
US20150308737A1 (en) 2014-04-24 2015-10-29 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated Nitrogen Removal in the Production of Liquefied Natural Gas Using Intermediate Feed Gas Separation
US9945604B2 (en) 2014-04-24 2018-04-17 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated nitrogen removal in the production of liquefied natural gas using refrigerated heat pump
US9816754B2 (en) * 2014-04-24 2017-11-14 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated nitrogen removal in the production of liquefied natural gas using dedicated reinjection circuit
FR3038964B1 (fr) 2015-07-13 2017-08-18 Technip France Procede de detente et de stockage d'un courant de gaz naturel liquefie issu d'une installation de liquefaction de gaz naturel, et installation associee
KR101621933B1 (ko) * 2015-12-12 2016-05-17 유진초저온(주) Lng 기화공정 중 발생되는 lng 저온 폐열 회수를 위한 lng 최적제어 재액화 시스템
FR3055923B1 (fr) * 2016-09-09 2022-05-20 Eric Bernard Dupont Systeme mecanique de production d'energie mecanique a partir d'azote liquide et procede correspondant
CN108006435B (zh) * 2017-11-03 2019-10-18 中石化广州工程有限公司 液化天然气气液预混装置
EP3837483A1 (en) 2018-08-14 2021-06-23 ExxonMobil Upstream Research Company Boil-off gas recycle subsystem in natural gas liquefaction plants
US20210231366A1 (en) 2020-01-23 2021-07-29 Air Products And Chemicals, Inc. System and method for recondensing boil-off gas from a liquefied natural gas tank

Family Cites Families (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298805A (en) 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
US3433026A (en) 1966-11-07 1969-03-18 Judson S Swearingen Staged isenthalpic-isentropic expansion of gas from a pressurized liquefied state to a terminal storage state
US3477509A (en) 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
US3677019A (en) 1969-08-01 1972-07-18 Union Carbide Corp Gas liquefaction process and apparatus
US3690114A (en) * 1969-11-17 1972-09-12 Judson S Swearingen Refrigeration process for use in liquefication of gases
US3735600A (en) 1970-05-11 1973-05-29 Gulf Research Development Co Apparatus and process for liquefaction of natural gases
US3990256A (en) 1971-03-29 1976-11-09 Exxon Research And Engineering Company Method of transporting gas
US3724226A (en) 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
US3733838A (en) 1971-12-01 1973-05-22 Chicago Bridge & Iron Co System for reliquefying boil-off vapor from liquefied gas
NO133287C (hr) 1972-12-18 1976-04-07 Linde Ag
GB1471404A (en) 1973-04-17 1977-04-27 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas
GB1472533A (en) 1973-06-27 1977-05-04 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas
US4157904A (en) 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
NL7807184A (nl) 1977-07-18 1979-01-22 Caloric Ges Apparatebau Werkwijze en installatie voor het transporteren van reele gassen, in het bijzonder aardgas.
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
US4187689A (en) 1978-09-13 1980-02-12 Chicago Bridge & Iron Company Apparatus for reliquefying boil-off natural gas from a storage tank
GB2052717B (en) 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
JPS5930887B2 (ja) 1979-10-11 1984-07-30 大阪瓦斯株式会社 中間熱媒体式液化天然ガス冷熱発電システム
US4456459A (en) 1983-01-07 1984-06-26 Mobil Oil Corporation Arrangement and method for the production of liquid natural gas
US4548629A (en) 1983-10-11 1985-10-22 Exxon Production Research Co. Process for the liquefaction of natural gas
US4541852A (en) 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
GB8418840D0 (en) 1984-07-24 1984-08-30 Boc Group Plc Gas refrigeration
US4689962A (en) 1986-01-17 1987-09-01 The Boc Group, Inc. Process and apparatus for handling a vaporized gaseous stream of a cryogenic liquid
US4718459A (en) 1986-02-13 1988-01-12 Exxon Production Research Company Underwater cryogenic pipeline system
US4687499A (en) 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4698081A (en) 1986-04-01 1987-10-06 Mcdermott International, Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents utilizing a fractionator
US4778497A (en) 1987-06-02 1988-10-18 Union Carbide Corporation Process to produce liquid cryogen
US4727723A (en) 1987-06-24 1988-03-01 The M. W. Kellogg Company Method for sub-cooling a normally gaseous hydrocarbon mixture
US4846862A (en) 1988-09-06 1989-07-11 Air Products And Chemicals, Inc. Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
US4843829A (en) 1988-11-03 1989-07-04 Air Products And Chemicals, Inc. Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
US5036671A (en) 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
US5076822A (en) 1990-05-07 1991-12-31 Hewitt J Paul Vapor recovery system
US5006138A (en) 1990-05-09 1991-04-09 Hewitt J Paul Vapor recovery system
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
DE4223160C2 (de) 1992-07-10 1998-02-12 Mannesmann Ag Verfahren und Anlage zur Verdichtung von Gas
JPH06159928A (ja) 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
FR2714722B1 (fr) 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5442934A (en) 1994-04-13 1995-08-22 Atlantic Richfield Company Chilled gas transmission system and method
US5473900A (en) 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
US5615561A (en) 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
NO180469B1 (no) 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
MY117899A (en) 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
WO1997013109A1 (en) 1995-10-05 1997-04-10 Bhp Petroleum Pty. Ltd. Liquefaction process
US5524456A (en) * 1995-10-20 1996-06-11 Public Service Marine Inc. Pressure tank recycle system
DE19609489A1 (de) 1996-03-11 1997-09-18 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung eines tiefsiedenden Gases
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
FR2752050B1 (fr) * 1996-08-05 1998-09-11 Air Liquide Procede et installation de reliquefaction d'helium gazeux
US5755114A (en) 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
US5836173A (en) 1997-05-01 1998-11-17 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquid
DZ2535A1 (fr) * 1997-06-20 2003-01-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel.
TW368596B (en) 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
TW366409B (en) 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component

Also Published As

Publication number Publication date
CO5100990A1 (es) 2001-11-27
TW468027B (en) 2001-12-11
JP2002528693A (ja) 2002-09-03
MY117068A (en) 2004-04-30
EP1131581A4 (en) 2004-06-16
KR20010083920A (ko) 2001-09-03
PE20000821A1 (es) 2000-10-03
EG22576A (en) 2003-04-30
US6192705B1 (en) 2001-02-27
IL142556A0 (en) 2002-03-10
AU1320100A (en) 2000-05-15
TR200101118T2 (tr) 2001-08-21
CN1102213C (zh) 2003-02-26
WO2000025061A1 (en) 2000-05-04
TNSN99193A1 (fr) 2001-12-31
EP1131581A1 (en) 2001-09-12
AR020937A1 (es) 2002-06-05
CN1324440A (zh) 2001-11-28
ZA200103019B (en) 2002-07-11
BR9914697A (pt) 2001-07-10
IL142556A (en) 2004-07-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
HRP20010261A2 (en) Reliquefaction of boil-off from pressure lng
RU2205337C2 (ru) Усовершенствованный способ сжижения природного газа
JP4544652B2 (ja) 天然ガス液化のための改良カスケード式冷却方法
RU2195611C2 (ru) Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
US7234322B2 (en) LNG system with warm nitrogen rejection
KR101302310B1 (ko) 반폐쇄 루프 액화 천연 가스 처리
UA71595C2 (uk) Спосіб зрідження потоку газу (варіанти)
EP1368603A1 (en) Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
JP2004536176A (ja) メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法
KR102530565B1 (ko) 보일-오프 가스를 냉각하는 방법 및 이를 위한 장치
US20070107464A1 (en) LNG system with high pressure pre-cooling cycle
KR20220051175A (ko) 보일-오프 가스를 냉각하는 방법 및 이를 위한 장치
US9989304B2 (en) Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source
EA035364B1 (ru) Способ избежания мгновенного испарения сжиженного природного газа во время транспортировки
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas

Legal Events

Date Code Title Description
A1OB Publication of a patent application
ARAI Request for the grant of a patent on the basis of the submitted results of a substantive examination of a patent application
OBST Application withdrawn