JP2008509374A - 天然ガス液化方法 - Google Patents

天然ガス液化方法 Download PDF

Info

Publication number
JP2008509374A
JP2008509374A JP2007525051A JP2007525051A JP2008509374A JP 2008509374 A JP2008509374 A JP 2008509374A JP 2007525051 A JP2007525051 A JP 2007525051A JP 2007525051 A JP2007525051 A JP 2007525051A JP 2008509374 A JP2008509374 A JP 2008509374A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
natural gas
stream
cooling
temperature
gas stream
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.)
Pending
Application number
JP2007525051A
Other languages
English (en)
Inventor
オーウェン，ライアン
ジョーンズ，リチャード，ジュニアー
ソウチャク，ジェフリー・エイチ
Original Assignee
ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド
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 ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド filed Critical ビーピー・コーポレーション・ノース・アメリカ・インコーポレーテッド
Publication of JP2008509374A publication Critical patent/JP2008509374A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • 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
    • 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"
    • F25J1/0035—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 gas expansion with extraction of work
    • 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
    • F25J1/0047—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • 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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • 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
    • F25J2290/12—Particular process parameters like pressure, temperature, ratios

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)

Abstract

過剰圧力の入手できるメタンに富む供給物、即ち天然ガスを、まず膨張させて膨張仕事を与え、これを数多くの新規な方法で、例えば、供給流を冷却するのに用いる冷媒サイクル或いは供給流を液化するための液化領域において用いる１以上の冷媒サイクルにおける冷却を与えたり、或いは液化プロセスにおいて用いたり或いは輸出用の電力を生成するために利用することができる天然ガスを液化する方法が開示される。一態様においては、膨張仕事は、膨張器／圧縮器装置（ターボエキスパンダー３０）を用いることによって得られ、それによって、供給流を膨張させて（１）装置（２５）のコンプレッサー（４０）を駆動し、それによって天然ガス流（１０）を予め冷却する（１５）閉鎖ループプロパン冷媒サイクル（６０）のための圧縮を与え、（２）液化プロセスのための膨張した冷却天然ガス供給流（１４０）を生成する。冷却天然ガス供給流を生成して液化プロセスに供給することにより、所定量の設置馬力に対するＬＮＧ製造量を増大させ、或いは、所定量のＬＮＧの製造のための資本コスト及び／又は操作コストを減少させることができる。

Description

本発明は、２００４年８月６日出願の米国仮特許出願６０／５９９，７５３号の利益を享受し請求するものであり、上記出願の教示の全ては本明細書に参照として包含する。
本発明は、天然ガスのようなメタンに富むガス流を液化する方法、並びにかかる液化流のより効率的な製造に関する。
天然ガスとは、一般に、地球上に見られる希薄な又はガス状の炭化水素（メタンと、エタン、プロパン、ブタンなどのような軽質炭化水素とを含む）を指す。二酸化炭素、ヘリウム及び窒素のような地球上に存在する不燃性ガスは、一般にそれらの適当な化学名で呼ばれる。しかしながら、不燃性ガスはしばしば可燃性ガスと共に見られ、この混合物は、可燃性ガスと不燃性ガスとを区別する意図なしに、一般に「天然ガス」と呼ばれる。Pruitt, "Mineral Terms-Some Problems in Their Use and Definition", Rocky Mt. Min. L. Rev. 1, 16 (1966)を参照。
天然ガスは、しばしば、ガスの地元での市場がなかったり、或いはガスを処理して離れた市場へ移送する高いコストのために、それらの埋蔵地を開発するのが非経済的である地域に豊富に存在する。
より好都合な貯蔵及び移送のために液化天然ガス製品（ＬＮＧ）を製造するために、天然ガスを低温で液化することが一般的に行われている。天然ガスを液化する基本的な理由は、液化によって容量が約１／６００に減少し、それによって低い圧力又は大気圧においても容器中で液化ガスを保存及び移送することが可能となるからである。天然ガスの液化は、供給源と市場とが大きな距離離れており、パイプライン移送が現実的でないか又は経済的に実現可能でない場合に、供給源から市場へのガスの移送を可能にする上で非常に大きな重要性を持つ。いくつかの場合、移送法は外航船による。ガス状物質が高度に圧縮されていない限り、船によってガス状物質を移送することは不経済的である。高度に圧縮されていたとしても、好適な強度及び容量の容器を提供する必要性のために、移送は経済的でない。
天然ガスを液体状態で保存及び移送するためには、天然ガスを、通常、大気圧付近で液体として存在することのできる−２４０°Ｆ（−１５１℃）〜−２６０°Ｆ（−１６２℃）に冷却する。多くのＬＮＧ液化プラントは、吸入ガス流を冷却するために機械的な冷却サイクル、例えばその教示を参照として本明細書に包含する米国特許３，５４８，６０６に概して開示されているようなカスケード又は混合冷媒タイプの冷却サイクルを利用している。ガスを昇圧下で多数の冷却段階に順次通して、液化が達成されるまでガスを逐次より低温に冷却することによって液化する天然ガスを液化するための種々の他の方法及び／又はシステムが存在する。冷却は、一般に、プロパン、プロピレン、エタン、エチレン、窒素及びメタン或いはこれらの混合物のような１以上の冷媒を用いた閉ループ又開ループの構成の熱交換によって行われる。冷媒は、冷媒の沸点を低下させるためにカスケード状に配置することができる。例えば、ＬＮＧを調製する方法が、概して、米国特許４，４４５，９１７；５，５３７，８２７；６，０２３，９４２；６，０４１，６１９；６，０６２，０４１；６，２４８，７９４及び英国特許出願ＧＢ２，３５７，１４０Ａに開示されている。上記の特許の教示の全ては参照として本明細書に包含する。
更に、液化天然ガスは、液化ガスを１以上の膨張段階に通すことによって大気圧に膨張させることができる。膨張工程の間に、ガスは、好適な保存又は移送温度に更に冷却され、ほぼ大気圧に減圧される。この大気圧への膨張において、相当量の天然ガスがフラッシュする可能性がある。フラッシュ蒸気は、膨張段階から回収して、再循環するか、或いは燃焼させて液化天然ガス製造設備のための電力を生成させることができる。
カスケード冷却サイクルタイプのプラントは、通常、建設及び運転するのが比較的高価であり、混合冷媒サイクルプラントもまた、運転中の流れの組成に細かな注意が必要な場合がある。冷却装置は、部品の低温での金属学的要求のために特に高価である。しかしながら、天然ガスの液化は、容易に且つ経済的に移送及び保存できる形態にガスを転化させるための、益々重要度が増大している、広く実施される技術である。ガスを液化するために費やすコスト及びエネルギーを最小にして、ガスを製造してガス田からエンドユーザーまで移送する費用効率のよい手段を提供しなければならない。液化のコストを低減するプロセス技術は、その結果としてエンドユーザーに対するガス製品のコストを減少させる。
天然ガスを液化するためのプロセスサイクルは、歴史的に、等エントロピー膨張バルブ或いはジュール−トンプソン（Ｊ−Ｔ）バルブを用いてガスを液化するのに必要な冷却を生成していた。この目的のために膨張バルブを用いる典型的なプロセスサイクルは、例えば、米国特許３，７６３，６５８；４，０６５，２７６；４，４０４，００８；４，４４５，９１６；４，４４５，９１７及び４，５０４，２９６に記載されている。
かかるバルブを通ってプロセス流が流れる際に生成する膨張仕事は、実質的に失われる。これらのプロセス液の膨張によって生成する仕事の少なくとも一部を回収するために、往復膨張器又はターボエキスパンダーのような膨張機を用いることができる。例えば、米国特許４，４４５，９１６；４，９７０，８６７及び５，７５５，１１４には、ＬＮＧの製造に関連したターボエキスパンダーの使用が記載されている。
本明細書で用いる「膨張器」又は「膨張器／圧縮装置」という用語は、概して、かかるターボエキスパンダー又は往復膨張器を指す。天然ガス液化の分野において、「膨張器」という用語は、通常、ターボエキスパンダーを意味するように用いられ、本明細書の開示においても同様に用いられる。
本出願人らは、天然ガス流のようなメタンに富むガス供給流の過剰の圧力を、ＬＮＧプロセスのための冷却源として、例えば天然ガスを液化領域に導く前に予め冷却するのに用いる冷却サイクルのための圧縮を与えたり、或いは液化領域において天然ガスを液化するのに用いる１以上の冷却サイクルのための圧縮を与えるために利用するこれまでの試みを知らない。殆どの液化プロセスは６５０ｐｓｉｇ（４４．８ｂａｒｇ）〜１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）の圧力で供給されるメタンに富む供給流を利用するが、供給される天然ガスがより高い圧力、例えば約１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）から２５００ｐｓｉｇ（１７２．４ｂａｒｇ）又はそれ以上の高さの圧力で入手される多くの場合がある。このガスは、地下の地層からこのような圧力で生産される場合もあり；或いは、生産現場の要求に関連した多くの理由のために生産された後にこのような圧力に加圧される場合もあり；或いは、生産現場に隣接するローカルパイプライン又はガス移送システムの要求のために加圧される場合もある。液化に先立つこのような予備工程を用いることにより、建設及び／又は運転するのにより安価な液化プラントを得ることができ、及び／又は、所定のプラント設計でより多量のＬＮＧ製造を可能にすることができる。また、過剰の圧力を機械的仕事に変換して、これを用いて電力を生成させることができ、これによってもより効率的なプロセスを得ることができる。
明らかなように、上記のような入手できるガス流内に内包される過剰のエネルギーを、より効率的で及び／又はより安価となり得るＬＮＧ液化プロセスを与える方法で利用することが望ましい。
本発明の概要
上記の目的及び有利性は、一態様においては加圧天然ガス流を液化する方法に関する本発明によって達成される。かかる方法は、
（ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
（ｂ）加圧天然ガス流を、冷たい冷媒流による間接熱交換によって冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成し；
（ｃ）膨張装置において冷却された加圧天然ガス流を膨張させ、ここで膨張装置からの膨張仕事を用いて冷媒流を圧縮する圧縮器を駆動して加圧冷媒流を生成し、膨張によって冷却供給流を得てこれを天然ガス液化領域に導き；
（ｄ）加圧冷媒流を冷却して、冷却され少なくとも部分的に凝縮した加圧冷媒流を生成し；
（ｅ）冷却され少なくとも部分的に凝縮した加圧冷媒流を膨張させて、工程（ｂ）において用いる冷たい冷媒流を生成し；
（ｆ）天然ガス液化領域において冷却供給流を液化する；
工程を含む。
一態様においては、本発明は、
（ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
（ｂ）冷たい冷媒流による間接熱交換によって加圧天然ガス流を冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成し；
（ｃ）膨張装置において冷却された加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流を生成し、ここで膨張装置からの膨張仕事を用いて冷たい冷媒流を生成するための冷却を与え；
（ｄ）冷却供給流を液化領域で液化する；
工程を含む、加圧天然ガス流を液化する方法に関する。
他の態様において、本発明は、
（ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
（ｂ）冷たい冷媒流による間接熱交換によって加圧天然ガス流を冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成し；
（ｃ）膨張装置において冷却された加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流を生成し、ここで膨張装置からの膨張仕事を用いて冷たい冷媒流を生成する；
工程を含む、冷却天然ガス供給流を調製する方法に関する。
他の態様において、本発明は、
（ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
（ｂ）膨張装置において加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流を生成し、ここで膨張装置からの膨張仕事を用いてＬＮＧを調製するための冷却を与え；
（ｃ）液化領域において冷却供給流を液化する；
工程を含む、加圧天然ガス流を液化する方法に関する。
他の態様においては、本発明は、加圧天然ガス流を液化する方法に関する。この方法は、
（ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
（ｂ）膨張装置において加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流及び膨張仕事を生成し；
（ｃ）液化領域において冷却供給流を液化する；
工程を含む。
本発明の詳細な説明
本発明は、天然ガス（この用語は上記に定義した通りである）のようなメタンに富むガス流からＬＮＧを製造する方法に関する。本発明において意図する天然ガスは、概して少なくとも５０モル％のメタン、好ましくは少なくとも７５モル％のメタン、より好ましくは少なくとも９０モル％のメタンを含む。天然ガスの残りは、概して、より少量のエタン、プロパン、ブタン、ペンタン及びより重質の炭化水素のような（しかしながらこれらに限定されない）他の可燃性炭化水素、並びに二酸化炭素、硫化水素、ヘリウム及び窒素のような不燃性成分を含む。
一般に、天然ガス中の、エタン、プロパン、ブタン、ペンタン、並びにプロパンよりも高い沸点を有する炭化水素のようなより重質の炭化水素の存在量は、気液分離工程を通して減少する。ペンタン又はヘキサンの沸点よりも高い沸点の炭化水素は、一般に、原油に導入される。実質的にエタンの沸点よりも高くペンタン又はヘキサンの沸点よりも低い沸点の炭化水素は、一般に、本発明の目的のために除去されて天然ガス液（ＮＧＬ）と見なされる。このようなＮＧＬは、本明細書で開示したプロセスの上流又は下流において本発明において用いる天然ガス供給流から回収することができる。
殆どの市場のためには、二酸化炭素、ヘリウム及び窒素並びに硫化水素のようなＬＮＧ中の不燃性物質及びコンタミナントの存在量を最小にすることもまた望ましい。所定の天然ガス貯留容器の品質に依存して（５０％〜７０％の二酸化炭素を含む可能性がある）、天然ガスを、上記の成分を予め除去するために天然ガスプラントで予め処理するか、或いはＬＮＧの製造に先立って予備処理するためにプラントに直接移送することができる。
天然ガスは、一般に、２８００ｐｓｉｇ（１９３．１ｂａｒｇ）又はそれ以上の高さの昇圧下で入手できるようになり、移送される。本発明によれば、好適な天然ガス供給流は、通常は約６５０ｐｓｉｇ（４４．８ｂａｒｇ）〜１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）の供給圧で設計されている通常のＬＮＧ液化プロセスの設計圧よりも少なくとも約２００ｐｓｉｇ（１３．８ｂａｒｇ）高い圧力のような、ＬＮＧ設備に対して通常提供されているものよりも概して高い圧力を有する。望ましくは、本発明方法において用いる供給圧は、約１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）又はそれ以上、例えば約１３００ｐｓｉｇ（８９．６ｂａｒｇ）〜約２５００ｐｓｉｇ（１７２．４ｂａｒｇ）又はそれ以上である。天然ガスの温度はその産出源による。天然ガスがパイプラインガスである場合には、その温度は、例えば０°Ｆ（−１７．８℃）〜１２０°Ｆ（４８．９℃）、より典型的には５０°Ｆ（１０℃）〜１００°Ｆ（３７．８℃）のようなほぼ雰囲気条件であってよい。天然ガス条件を天然ガス圧縮器のような移送装置に近接して測定した場合には、出口の装置及び圧縮後の装置が天然ガス供給流の温度及び圧力に影響を与える可能性がある。
本発明において用いるのに好適な予備処理工程は、概して、天然ガス流からの酸ガス（acid gas）（例えばＨ2Ｓ及びＣＯ2）、メルカプタン、水銀及び湿分の除去など（しかしながらこれらに限定されない）のＬＮＧ製造に関連して通常認められ且つ公知の工程から始まる。酸ガス及びメルカプタンは、通常、アミン含有水溶液又は他のタイプの公知の物理的又は化学的溶媒を用いた吸収プロセスによって除去される。この工程は、一般に、天然ガス液化領域の上流で行われる。概して、低レベル冷却の前又は後に二相気液分離によって水の実質的な部分が液体として除去され、その後、モレキュラーシーブ（molecular sieve）処理によって微量の水が除去される。水除去工程は、概して、ここで意図されているように、膨張の上流で行われる。水銀は水銀吸収床を用いることによって除去される。残余量の水及び酸ガスは、通常、再生可能なモレキュラーシーブのような特に選択された吸収床を用いることによって除去される。このような特に選択された吸収床もまた、一般に、天然ガス液化工程の殆どの上流に配置される。
本発明を、本発明の一態様を示す図１を参照して説明する。図１の態様では、加圧天然ガス流からの過剰の圧力を、膨張器／圧縮器装置においてガス流を膨張させ、機械的仕事を生成することによって利用する。例えば（１）装置の圧縮器を駆動してそれによって天然ガス流を予備冷却するための閉ループプロパン冷却サイクルのための圧縮を与え、（２）液化プロセスのための膨張し冷却された天然ガス流を生成する。冷却サイクルもまた、二元混合冷媒のような当該技術において公知の任意の他の冷媒を用いてもよい。
図１を参照すると、約１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）〜２５００ｐｓｉｇ（１７２．４ｂａｒｇ）、より望ましくは１３００ｐｓｉｇ（８９．６ｂａｒｇ）〜２５００ｐｓｉｇ（１７２．４ｂａｒｇ）のような比較的高い圧力の天然ガス流を、ライン１０を通してプロセス中に導入する。上記したように、かかる供給流は、約５０°Ｆ（１０℃）〜１００°Ｆ（３７．８℃）のような雰囲気温度であってよい。ライン１０によって天然ガス供給流が冷却器１５に導かれ、供給流が、閉ループシステムによって搬送される冷媒、例えばプロパンによる間接熱交換によって冷却される。冷媒は、二相（蒸気及び液体）の形態で冷却器１５に導入することができるが、蒸気量を最小にして冷媒が実質的に液相であるようにすることが好ましい。冷媒はライン１２０を通して冷却器１５に導入される。冷却器１５においては、冷媒が蒸発してライン５０を通して冷却器１５から排出される。天然ガス供給流は冷却器１５において冷却され、ライン２０を通して排出される。天然ガス供給流が本発明のプロセスに上記した温度及び圧力範囲で導入される場合には、冷却された天然ガス供給流は、冷却器１５に充填された時と実質的に同等の圧力、及び約−３０°Ｆ（−３４．４℃）〜５０°Ｆ（１０℃）の範囲であってよい温度で排出される。
冷却された天然ガス流は、次に、ライン２０によってターボエキスパンダー２５に搬送され、その膨張器部分３０に導入される。膨張器部分３０においては、天然ガス流は、ＬＮＧの製造において用いられる液化プロセスの設計圧に圧力を実質的に調節するように膨張させることができる。通常、天然ガスの圧力を、約６５０ｐｓｉｇ（４４．８ｂａｒｇ）〜１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）に膨張させる。ライン１４０を通して膨張器部分３０から排出される冷却された天然ガス供給流の温度は、−１００°Ｆ（−７３．３℃）〜−６０°Ｆ（−５１．１℃）の温度のようなＮＧＬ回収ユニット（所望の場合）及び／又は液化領域への供給流として有利に用いることのできる比較的低い温度であってよい。所望の場合には、冷却された天然ガス供給流を酸ガス又は水銀コンタミナントを除去するためのプロセスユニットに導くことができるが、かかるコンタミナントは上記した予備冷却工程の前に除去することがより有利である。
ライン５０によって冷却器１５から搬送された冷媒蒸気は、ターボエキスパンダー２５の圧縮器部分４０で圧縮される。圧縮器部分４０で圧縮された後、加圧された冷媒蒸気は、ライン６０によって凝縮器７０に搬送される。凝縮器７０は、空冷熱交換器であってよいが、当該技術において公知の任意の熱交換装置を用いることもできる。凝縮器７０を用いて冷媒の少なくとも一部を液相に凝縮し、好ましくは冷媒の殆ど、より好ましくは冷媒の全部を液相に実質的に凝縮する。また、図１には示されていないが、凝縮器７０の下流に更なる冷却装置を用いて、凝縮され、少なくとも部分的に（好ましくは全部が）液体の冷媒流を過冷して、冷媒が以下に説明する圧力減少装置９０から排出された後に冷媒流の蒸気フラクションが最小になる、即ち０．５未満、より好ましくは０．３５未満になるようにすることが好ましい。その後、冷却された冷媒は、ジュール−トンプソンバルブのような圧力減少装置９０を通過し、冷媒が更に冷却される。冷却された冷媒は、その後、場合によってはライン１００によって分離容器１１０に導いて、蒸気形態の冷媒を分離及び回収して、ライン１３０及び５０を通して、圧縮器部分４０に戻すことができる。次に、冷媒は、ライン１２０を通して分離容器１１０から冷却器１５へ導かれる。有利には、以下に説明する実施例によって示されるように、簡単にライン１００、分離容器１１０及びライン１３０を省略して、圧力減少装置９０に導いた後に、得られる冷媒流をライン１２０を通して冷却器１５に直接送ることが一般により好都合である。この方法においては、この時点では二相（蒸気及び液体）であってよい冷却された冷媒流の実質的に全てを冷却器１５において用いる。
冷却された天然ガス供給流は、当該技術において公知の任意の液化プロセスを含んでいてよいＬＮＧの製造のための液化領域に導かれる。カスケードタイプの液化プロセスの例は、米国特許４，１７２，７１１；５，５３７，８２７；５，６６９，２３４；及び６，１５８，２４０に開示されており、これらの教示は全て参照として本明細書に包含する。混合冷媒タイプの液化プロセスの例は、米国特許４，９０１，５３３（単一混合冷媒サイクル）；米国特許４，５４５，７９５及び６，１１９，４７９（二元混合冷媒サイクル）；及び米国特許６，２５３，５７４（三元混合冷媒サイクル）に開示されている。これらの特許の教示もまた、全て参照として本明細書に包含する。
上記に説明したようにかかる天然ガス供給流において得られる過剰の圧力を用いることにより、冷却された供給流の温度を、７５°Ｆ（２３．９℃）のような雰囲気温度から−２６０°Ｆ（−１６２．２℃）へではなく、約−９０°Ｆ（−６７．８℃）のような液化が起こる温度から−２６０°Ｆ（−１６２．２℃）に低下させるのに必要な冷却を与えることのみが必要となる。その結果、従来のＬＮＧプロセスと同等量の設置プラント動力（冷却）について、増加した量のＬＮＧを製造することができる。この製造増加量は、同等の設置動力に対して１５％〜２０％のオーダーであることができる。また、かかる過剰の圧力を用いて、所定量のＬＮＧを製造するのに必要な設置動力を低下させることによってプロセスのための資本コスト及び／又は運転コストを低下させることができる。
更に、ターボエキスパンダーのような膨張装置において加圧天然ガス供給流を膨張させることによって得られる膨張仕事を用いて、上述し参照として本明細書に包含するカスケードタイプの液化プロセス又は上述し参照として本明細書に包含する混合冷媒タイプのプロセス（１以上の混合冷媒サイクルを用いることができる）において用いられるカスケード冷媒流のための圧縮のような液化領域において用いられる他の冷媒流のための圧縮を与えることができる。また、この膨張仕事を用いて、液化プロセスにおいて用いるか或いは地域の電力供給網に供給するための電力を製造する発電機を駆動することもできる。
以下の実施例によって本発明を更に説明するが、以下の記載は例示の目的のみで与えられるものであり、特許請求の範囲を限定するものではない。
本実施例においては、本発明の実施において用いるプロセス及び装置を使用して、天然ガス供給流中のＮＧＬ成分を回収し、１年あたりＬＮＧを約５００万メートルトン製造するように設計されたカスケードタイプ又は二元混合冷媒プロセスのような天然ガス液化プラントでのＬＮＧの製造において更に使用する前に、天然ガス供給流を冷却した。
用いる天然ガス供給流をまず処理して、コンタミナント、水、並びにＣＯ2及び硫黄含有化合物のような酸ガス成分を除去し、かかる予備処理の後に、モルパーセント基準で、メタン（９４．１２％）、エタン（３．３４％）、プロパン（１．２３％）、ｉ−ブタン（０．３１％）、ｎ−ブタン（０．３８％）、ｉ−ペンタン（０．２０％）、ｎ−ペンタン（０．２０％）及びヘキサン（０．２２％）の組成を有していた。天然ガス供給流は、図１のライン１０内の地点において、２３．９℃の温度及び１３７．９ｂａｒｇの圧力を有していた。ライン１０内の天然ガス供給流のモル流量及び質量流量を下表１に示す。
用いた装置は、以下に他に記載しない限り、図１を参照して説明したものである（装置及び配管に関する参照番号は便宜上以下の説明においても使用する）。冷媒としてプロパンを用いた。プロパン冷媒ループ及び凝縮器７０の下流において、空冷熱交換器のような更なる冷却器（図１には示さず）を用いて、凝縮器７０において凝縮された後に液体プロパン冷媒を過冷して、冷媒がジュール−トンプソンバルブ９０から排出された後に冷媒流が未だ実質的に液相であるようにした。凝縮器７０で冷却された後であるが過冷される前のプロパン冷媒の条件を表１のプロセス流７５（このプロセス流は図１には図示していない）の欄に示し、過冷された後であるがジュール−トンプソンバルブ９０に導入される前の冷媒の条件を表１のプロセス流８０の欄に示す。また、用いた装置は、図１に示されるライン１００，分離器１１０、又はライン１３０を用いなかった。それよりも、ジュール−トンプソンバルブ９０から排出された後に、得られた冷たいプロパン冷媒流（ここでは二相流で蒸気フラクションは０．３０５であった）をライン１２０を通して直接冷却器１５に搬送した。ジュール−トンプソンバルブ９０から排出される冷媒流の条件を表１のプロセス流１２０の欄に示す。
図１の番号に対応する本実施例の装置において用いた他のプロセス流の条件を表１に示す。更に、ターボエキスパンダー２５の膨張器部分３０における冷却天然ガス供給流の膨張によって、機械的動力１０，４３０キロワット（ｋＷ）が生成し、これを用いてターボエキスパンダー２５の圧縮器部分４０においてプロパン冷媒を圧縮した。
ライン１４０内に得られる冷却天然ガス供給流は、４９，８０７キロモル／時のモル流量及び８７２，８３２ｋｇ／時の質量流量で生成し、これは次に、ターボエキスパンダー２５の膨張器部分３０での冷却天然ガス供給流２０の膨張の後に凝縮するＮＧＬの一部を回収する通常の装置に送った。ＮＧＬ回収の後、冷却された天然ガス供給流の残りの部分はＬＮＧを製造するための液化プラントに送った。
Figure 2008509374
本明細書において参照した全ての特許又は他の文献は、全て参照として本明細書に包含する。
本発明の他の態様及び利益は、本明細書を考察することによるか、或いは本明細書において開示した本発明の実施から当業者には明らかである。本明細書は例示のみのものであり、本発明の範囲及び精神は特許請求の範囲によって示される。
図１は、本発明の一態様の簡略化したプロセスフロー図であり、ここでは、加圧天然ガス流からの過剰の圧力が膨張器／圧縮器装置内で膨張されて、（１）装置の圧縮器を駆動してそれによって天然ガス流を予備冷却するための閉ループプロパン冷却サイクルのための圧縮を与え、（２）液化プロセスのための膨張し冷却された天然ガス流を生成する、機械的仕事を生成する。

Claims (38)

  1. （ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
    （ｂ）加圧天然ガス流を、冷たい冷媒流による間接熱交換によって冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成し；
    （ｃ）膨張装置において冷却された加圧天然ガス流を膨張させ、ここで膨張装置からの膨張仕事を用いて冷媒流を圧縮する圧縮器を駆動して加圧冷媒流を生成し、膨張によって冷却供給流を得てこれを天然ガス液化領域に導き；
    （ｄ）加圧冷媒流を冷却して、冷却され少なくとも部分的に凝縮した加圧冷媒流を生成し；
    （ｅ）冷却され少なくとも部分的に凝縮した加圧冷媒流を膨張させて、工程（ｂ）において用いる冷たい冷媒流を生成し；
    （ｆ）天然ガス液化領域において冷却供給流を液化する；
    工程を含む、加圧天然ガス流を液化する方法。
  2. 第１の圧力が約１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）又はそれ以上である請求項１に記載の方法。
  3. 第１の圧力が約１３００ｐｓｉｇ（８９．６ｂａｒｇ）又はそれ以上である請求項１に記載の方法。
  4. 第１の圧力が約１３００ｐｓｉｇ（８９．６ｂａｒｇ）〜２５００ｐｓｉｇ（１７２．４ｂａｒｇ）である請求項１に記載の方法。
  5. 第１の温度が約５０°Ｆ（１０℃）〜１００°Ｆ（３７．８℃）である請求項２に記載の方法。
  6. 冷媒流がプロパンを含む請求項１に記載の方法。
  7. 第２の温度が約−３０°Ｆ（−３４．４℃）〜５０°Ｆ（１０℃）である請求項５に記載の方法。
  8. 膨張装置がターボエキスパンダーである請求項１に記載の方法。
  9. 冷却供給流が６５０ｐｓｉｇ（４４．８ｂａｒｇ）〜１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）の圧力を有する請求項１に記載の方法。
  10. 冷却供給流が−１００°Ｆ（−７３．３℃）〜−６０°Ｆ（−５１．１℃）の温度を有する請求項７に記載の方法。
  11. 液化領域がカスケードタイプの液化プロセスを含む請求項１に記載の方法。
  12. 液化領域が混合冷媒タイプの液化プロセスを含む請求項１に記載の方法。
  13. （ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
    （ｂ）冷たい冷媒流による間接熱交換によって加圧天然ガス流を冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成し；
    （ｃ）膨張装置において冷却された加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流を生成し、ここで冷たい冷媒流を生成するための冷却を得るために膨張装置からの膨張仕事を用い；
    （ｄ）冷却供給流を液化領域で液化する；
    工程を含む、加圧天然ガス流を液化する方法。
  14. 第１の圧力が約１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）又はそれ以上である請求項１３に記載の方法。
  15. 第１の圧力が約１３００ｐｓｉｇ（８９．６ｂａｒｇ）又はそれ以上である請求項１３に記載の方法。
  16. 第１の圧力が約１３００ｐｓｉｇ（８９．６ｂａｒｇ）〜２５００ｐｓｉｇ（１７２．４ｂａｒｇ）である請求項１３に記載の方法。
  17. 第１の温度が約５０°Ｆ（１０℃）〜１００°Ｆ（３７．８℃）である請求項１４に記載の方法。
  18. 冷媒流がプロパンを含む請求項１３に記載の方法。
  19. 第２の温度が約−３０°Ｆ（−３４．４℃）〜５０°Ｆ（１０℃）である請求項１７に記載の方法。
  20. 膨張装置がターボエキスパンダーである請求項１３に記載の方法。
  21. 冷却供給流が６５０ｐｓｉｇ（４４．８ｂａｒｇ）〜１０００ｐｓｉｇ（６９．０ｂａｒｇ）の圧力を有する請求項１３に記載の方法。
  22. 冷却供給流が−１００°Ｆ（−７３．３℃）〜−６０°Ｆ（−５１．１℃）の温度を有する請求項１９に記載の方法。
  23. 液化領域がカスケードタイプの液化プロセスを含む請求項１３に記載の方法。
  24. 液化領域が混合冷媒タイプの液化プロセスを含む請求項１３に記載の方法。
  25. （ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
    （ｂ）冷たい冷媒流による間接熱交換によって加圧天然ガス流を冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成し；
    （ｃ）膨張装置において冷却された加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流を生成し、ここで膨張装置からの膨張仕事を用いて冷たい冷媒流を生成する；
    工程を含む、冷却天然ガス供給流を調製する方法。
  26. （ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
    （ｂ）膨張装置において加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流を生成し、ここでＬＮＧを調製するための冷却を得るために膨張装置からの膨張仕事を用い；
    （ｃ）液化領域において冷却供給流を液化する；
    工程を含む、加圧天然ガス流を液化する方法。
  27. 該膨張行程の前に、冷たい冷媒流による間接熱交換によって加圧天然ガス流を冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成する工程を更に含む請求項２６に記載の方法。
  28. 冷たい冷媒流を生成するための冷却を得るために膨張仕事の少なくとも一部を用いる請求項２７に記載の方法。
  29. 液化領域のための冷却を得るために膨張仕事の少なくとも一部を用いる請求項２６に記載の方法。
  30. 液化領域がカスケードタイプのプロセスである請求項２６に記載の方法。
  31. 液化領域が混合冷媒タイプのプロセスである請求項２６に記載の方法。
  32. （ａ）第１の圧力及び第１の温度の加圧天然ガス流を提供し；
    （ｂ）膨張装置において加圧天然ガス流を膨張させて冷却供給流及び膨張仕事を生成し；
    （ｃ）液化領域において冷却供給流を液化する；
    工程を含む、加圧天然ガス流を液化する方法。
  33. 該膨張行程の前に、冷たい冷媒流による間接熱交換によって加圧天然ガス流を冷却して、第１の温度よりも低い第２の温度の冷却された加圧天然ガス流を生成する工程を更に含む請求項３２に記載の方法。
  34. 冷たい冷媒流を生成するための冷却を得るために膨張仕事の少なくとも一部を用いる請求項３３に記載の方法。
  35. 液化領域のための冷却を得るために膨張仕事の少なくとも一部を用いる請求項３２に記載の方法。
  36. 膨張仕事の一部を用いて電力を生成するための発電機を駆動する請求項３２に記載の方法。
  37. 液化領域がカスケードタイプのプロセスである請求項３２に記載の方法。
  38. 液化領域が混合冷媒タイプのプロセスである請求項３２に記載の方法。
JP2007525051A 2004-08-06 2005-08-04 天然ガス液化方法 Pending JP2008509374A (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US59975304P 2004-08-06 2004-08-06
PCT/US2005/027982 WO2006017783A1 (en) 2004-08-06 2005-08-04 Natural gas liquefaction process

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2014226842A Division JP2015061994A (ja) 2004-08-06 2014-11-07 天然ガス液化方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2008509374A true JP2008509374A (ja) 2008-03-27

Family

ID=35427558

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2007525051A Pending JP2008509374A (ja) 2004-08-06 2005-08-04 天然ガス液化方法
JP2014226842A Pending JP2015061994A (ja) 2004-08-06 2014-11-07 天然ガス液化方法

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2014226842A Pending JP2015061994A (ja) 2004-08-06 2014-11-07 天然ガス液化方法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7637121B2 (ja)
EP (1) EP1792130B1 (ja)
JP (2) JP2008509374A (ja)
KR (1) KR101259192B1 (ja)
CN (1) CN1993593B (ja)
ES (1) ES2630362T3 (ja)
RU (1) RU2382962C2 (ja)
WO (1) WO2006017783A1 (ja)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2009504838A (ja) * 2005-08-09 2009-02-05 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 Ｌｎｇのための天然ガス液化方法
JP2015506454A (ja) * 2011-12-20 2015-03-02 コノコフィリップス カンパニー 動き環境下での天然ガスの液化

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9140490B2 (en) * 2007-08-24 2015-09-22 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction processes with feed gas refrigerant cooling loops
US8020406B2 (en) * 2007-11-05 2011-09-20 David Vandor Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas
WO2009070379A1 (en) * 2007-11-30 2009-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated lng re-gasification apparatus
EP2336693A3 (en) * 2007-12-07 2015-07-01 Dresser-Rand Company Compressor system and method for gas liquefaction system
CN101338964B (zh) * 2008-08-14 2010-06-02 苏州制氧机有限责任公司 天然气液化装置及液化流程
WO2010034627A1 (en) * 2008-09-23 2010-04-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
NO328852B1 (no) * 2008-09-24 2010-05-31 Moss Maritime As Fremgangsmate og system for behandling av gass
GB2479940B (en) * 2010-04-30 2012-09-05 Costain Oil Gas & Process Ltd Process and apparatus for the liquefaction of natural gas
CN101858683A (zh) * 2010-04-30 2010-10-13 浙江大学 一种利用液氮冷能制取液化天然气的系统
AU2012294927B2 (en) * 2011-08-09 2017-01-12 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
CN102620460B (zh) * 2012-04-26 2014-05-07 中国石油集团工程设计有限责任公司 带丙烯预冷的混合制冷循环系统及方法
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US20160003526A1 (en) * 2014-07-03 2016-01-07 Uop Llc Methods and apparatuses for liquefying hydrocarbon streams
CN106016854A (zh) * 2016-06-29 2016-10-12 湖北三宁化工股份有限公司 一种碳丙脱碳法碳丙液压力能回收方法和装置
FR3066007B1 (fr) * 2017-05-05 2020-10-02 Gaztransport Et Technigaz Installation de stockage pour un gaz liquefie
CN109323126A (zh) * 2017-08-01 2019-02-12 通用电气公司 天然气液化系统和方法
KR102104170B1 (ko) * 2018-05-16 2020-04-23 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물
CN111447986A (zh) * 2018-05-23 2020-07-24 日挥环球株式会社 天然气的预处理设备
US11493270B2 (en) * 2019-05-24 2022-11-08 Praxair Technology, Inc. Dual mode Liquefied Natural Gas (LNG) liquefier

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5310605A (en) * 1976-07-17 1978-01-31 Tamotsu Ozawa Method of liquefying petroleum gas
JPS56105260A (en) * 1979-12-12 1981-08-21 Fr Dechiyuudo E Do Const Tekun Method and device for cooling fluid to low temperature
US5537827A (en) * 1995-06-07 1996-07-23 Low; William R. Method for liquefaction of natural gas
JPH08507364A (ja) * 1993-12-30 1996-08-06 アンスティテュ フランセ デュ ペトロール 天然ガスの液化方法および装置
JP2002508054A (ja) * 1997-06-20 2002-03-12 エクソン プロダクション リサーチ カンパニー 天然ガスの改良液化方法
WO2002070972A2 (en) * 2001-03-06 2002-09-12 Abb Lummus Global, Inc. Lng production using dual independent expander refrigeration cycles

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL196122A (ja) * 1951-11-30 1900-01-01
GB1069331A (en) 1965-02-19 1967-05-17 Couch Internat Methane Ltd A process for the partial liquefaction of a gas mixture
US3440828A (en) 1966-02-11 1969-04-29 Air Prod & Chem Liquefaction of natural gas employing cascade refrigeration
US3548606A (en) 1968-07-08 1970-12-22 Phillips Petroleum Co Serial incremental refrigerant expansion for gas liquefaction
US3763658A (en) 1970-01-12 1973-10-09 Air Prod & Chem Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method
US3724226A (en) 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
JPS51131513U (ja) 1975-04-14 1976-10-23
US4065278A (en) * 1976-04-02 1977-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Process for manufacturing liquefied methane
US4172711A (en) 1978-05-12 1979-10-30 Phillips Petroleum Company Liquefaction of gas
US4404008A (en) 1982-02-18 1983-09-13 Air Products And Chemicals, Inc. Combined cascade and multicomponent refrigeration method with refrigerant intercooling
US4445917A (en) 1982-05-10 1984-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Process for liquefied natural gas
US4445916A (en) 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US4504296A (en) 1983-07-18 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas
US4545795A (en) 1983-10-25 1985-10-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction
CN1004228B (zh) * 1985-04-01 1989-05-17 气体产品与化学公司 两种混合致冷剂液化天然气的方法和设备
JPS62203992A (ja) 1986-03-03 1987-09-08 Hitachi Ltd 密閉形スクロ−ル圧縮機
US4901533A (en) 1986-03-21 1990-02-20 Linde Aktiengesellschaft Process and apparatus for the liquefaction of a natural gas stream utilizing a single mixed refrigerant
US4755200A (en) 1987-02-27 1988-07-05 Air Products And Chemicals, Inc. Feed gas drier precooling in mixed refrigerant natural gas liquefaction processes
US4970867A (en) 1989-08-21 1990-11-20 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders
FR2714720B3 (fr) * 1993-12-30 1996-05-03 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5473900A (en) 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
EP0862717B1 (en) * 1995-10-05 2003-03-12 BHP Petroleum Pty. Ltd. Liquefaction process
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US5755114A (en) 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
JPH10204455A (ja) 1997-01-27 1998-08-04 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
DE19716415C1 (de) 1997-04-18 1998-10-22 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
TW368596B (en) * 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
DZ2534A1 (fr) * 1997-06-20 2003-02-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel.
FR2764972B1 (fr) 1997-06-24 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel a deux etages interconnectes
US6158240A (en) 1998-10-23 2000-12-12 Phillips Petroleum Company Conversion of normally gaseous material to liquefied product
US6119479A (en) 1998-12-09 2000-09-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction
US6125653A (en) * 1999-04-26 2000-10-03 Texaco Inc. LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant
GB9911021D0 (en) 1999-05-13 1999-07-14 Kvaerner Oil & Gas As Process for treating and liquefying gaseous mixtures as natural gases
US6248794B1 (en) 1999-08-05 2001-06-19 Atlantic Richfield Company Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids
US6295833B1 (en) * 2000-06-09 2001-10-02 Shawn D. Hoffart Closed loop single mixed refrigerant process
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6889522B2 (en) * 2002-06-06 2005-05-10 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies LNG floating production, storage, and offloading scheme
NO20026189D0 (no) 2002-12-23 2002-12-23 Inst Energiteknik System for kondensering ved ekspansjon av ubehandlet brönnström fra et gass- eller gasskondensatfelt til havs
US6694774B1 (en) * 2003-02-04 2004-02-24 Praxair Technology, Inc. Gas liquefaction method using natural gas and mixed gas refrigeration
US7065974B2 (en) 2003-04-01 2006-06-27 Grenfell Conrad Q Method and apparatus for pressurizing a gas

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5310605A (en) * 1976-07-17 1978-01-31 Tamotsu Ozawa Method of liquefying petroleum gas
JPS56105260A (en) * 1979-12-12 1981-08-21 Fr Dechiyuudo E Do Const Tekun Method and device for cooling fluid to low temperature
JPH08507364A (ja) * 1993-12-30 1996-08-06 アンスティテュ フランセ デュ ペトロール 天然ガスの液化方法および装置
US5537827A (en) * 1995-06-07 1996-07-23 Low; William R. Method for liquefaction of natural gas
JP2002508054A (ja) * 1997-06-20 2002-03-12 エクソン プロダクション リサーチ カンパニー 天然ガスの改良液化方法
WO2002070972A2 (en) * 2001-03-06 2002-09-12 Abb Lummus Global, Inc. Lng production using dual independent expander refrigeration cycles

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2009504838A (ja) * 2005-08-09 2009-02-05 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 Ｌｎｇのための天然ガス液化方法
JP2015506454A (ja) * 2011-12-20 2015-03-02 コノコフィリップス カンパニー 動き環境下での天然ガスの液化

Also Published As

Publication number Publication date
EP1792130B1 (en) 2017-04-05
CN1993593B (zh) 2011-06-01
US7637121B2 (en) 2009-12-29
RU2382962C2 (ru) 2010-02-27
JP2015061994A (ja) 2015-04-02
WO2006017783A1 (en) 2006-02-16
ES2630362T3 (es) 2017-08-21
US20060112725A1 (en) 2006-06-01
RU2007105732A (ru) 2008-09-20
CN1993593A (zh) 2007-07-04
KR20070045279A (ko) 2007-05-02
EP1792130A1 (en) 2007-06-06
KR101259192B1 (ko) 2013-04-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2015061994A (ja) 天然ガス液化方法
JP6985306B2 (ja) 天然ガスを液化し、天然ガスから任意の液体を回収するプロセスであって、天然ガスを用いた２つの半開放冷媒サイクルとガス冷媒を用いた１つの閉冷媒サイクルとを含むプロセス
AU2009321449B2 (en) Method for producing a stream of subcooled liquefied natural gas using a natural gas feedstream, and associated facility
JP5984192B2 (ja) 天然ガスの液化プロセス
AU674813B2 (en) Process and apparatus for producing liquefied natural gas
US5755114A (en) Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
EP2564139B1 (en) Process and apparatus for the liquefaction of natural gas
AU2006233914B2 (en) Method and apparatus for liquefying a natural gas stream
JP5547967B2 (ja) 液化天然ガスの製造システムおよびその方法
JP7150063B2 (ja) 高圧圧縮および膨張による天然ガスの前処理および前冷却
JP2014511985A (ja) ボイルオフガス冷却方法及び装置
AU2009300946A1 (en) Method for producing liquid and gaseous nitrogen streams, a helium-rich gaseous stream, and a denitrogened hydrocarbon stream, and associated plant
EP2379967A2 (en) Method and system for producing liquified natural gas
AU2007251667B2 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
JP7326483B2 (ja) 高圧圧縮及び膨張による天然ガスの前処理及び予冷
Jones et al. A new process for improved liquefaction efficiency

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20080801

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20110913

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20111115

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20120215

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20121203

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20130301

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20130308

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20130402

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20130409

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130502

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20140224

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20140522

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20140529

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20140616

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20140710

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20141107

A911 Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911

Effective date: 20141208

A912 Re-examination (zenchi) completed and case transferred to appeal board

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A912

Effective date: 20150123

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20151216

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20160414