JP2011527371A - 沖合天然ガスを処理するための設備及び方法 - Google Patents
沖合天然ガスを処理するための設備及び方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2011527371A JP2011527371A JP2011517234A JP2011517234A JP2011527371A JP 2011527371 A JP2011527371 A JP 2011527371A JP 2011517234 A JP2011517234 A JP 2011517234A JP 2011517234 A JP2011517234 A JP 2011517234A JP 2011527371 A JP2011527371 A JP 2011527371A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- natural gas
- stream
- methane
- gas
- catalyst
- 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
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 273
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 83
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 94
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 74
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 60
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 19
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims abstract description 9
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- -1 steam Chemical compound 0.000 claims abstract description 8
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 31
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 16
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 14
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 12
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 11
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 10
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 claims description 8
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 15
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 14
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 14
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 10
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 5
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 5
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 4
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 4
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbon oxide sulfide Natural products O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- OMZSGWSJDCOLKM-UHFFFAOYSA-N copper(II) sulfide Chemical compound [S-2].[Cu+2] OMZSGWSJDCOLKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010970 precious metal Substances 0.000 description 2
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- KZEXYOGRFYDXLQ-UHFFFAOYSA-K C([O-])([O-])=O.[OH-].[Cu+3] Chemical compound C([O-])([O-])=O.[OH-].[Cu+3] KZEXYOGRFYDXLQ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N calcium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [Ca+2].[O-][Al]=O.[O-][Al]=O XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005380 natural gas recovery Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920005548 perfluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 239000013014 purified material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003623 transition metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
- C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
- C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/08—Production of synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
-
- 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
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
-
- 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
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
- C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
- C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0405—Purification by membrane separation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0435—Catalytic purification
- C01B2203/0445—Selective methanation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
- C01B2203/1041—Composition of the catalyst
- C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
- C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
- C01B2203/1041—Composition of the catalyst
- C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
- C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
- C01B2203/1058—Nickel catalysts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
- C01B2203/1041—Composition of the catalyst
- C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
- C01B2203/1064—Platinum group metal catalysts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1235—Hydrocarbons
- C01B2203/1247—Higher hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1235—Hydrocarbons
- C01B2203/1252—Cyclic or aromatic hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
- C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
- C01B2203/127—Catalytic desulfurisation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1288—Evaporation of one or more of the different feed components
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1288—Evaporation of one or more of the different feed components
- C01B2203/1294—Evaporation by heat exchange with hot process stream
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/14—Details of the flowsheet
- C01B2203/146—At least two purification steps in series
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/14—Details of the flowsheet
- C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis 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
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
-
- 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
Abstract
(i)天然ガスを液化および分留して液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成すること、(ii)前記高級炭化水素流の少なくとも一部を気化させること、(iii)水蒸気改質触媒の上を、気化させた高級炭化水素流および水蒸気を通過させ、メタン、水蒸気、酸化炭素および水素を含む改質ガス混合物を生成すること、(iv)メタン化触媒の上を改質ガス混合物を通過させ、メタンリッチガスを生成すること、および(v)液化工程の前にメタンリッチガスと天然ガスを合わせることによって、沖合処理施設で上記天然ガスを処理することを含む、沖合天然ガスを処理するための方法が記載される。
【選択図】図1
【選択図】図1
Description
本発明は、貴重な生成物の貯蔵容量を増大させ、電力を発生させ、かつフレアを削減させるための、液化天然ガス(LNG)生産に好適な沖合天然ガス等の沖合天然ガス、特に、ストランデッド(stranded)沖合天然ガスを処理するための方法に関する。
メタンならびにエタン、プロパンおよびブタン等の高級炭化水素を含む沖合天然ガスは、海底の坑口と連結した固定式または浮遊式プラットフォームを用いて、多くの場合は直接、または石油生産の随伴ガスとして回収される。回収された天然ガスは、通常可能である場合は、パイプラインを通って、精製等の工程を行うことができる陸上のガス処理施設に送られる。しかしながら、回収された天然ガスのかなりの部分に関しては、パイプラインで陸上の施設に輸送することができない。このような場合には、陸上の施設へ海上輸送するためには天然ガスを回収して液化することが望ましいこととなっている。通常、液化プロセスには天然ガスを非常に低い温度に冷却する工程が含まれるが、これによって、エタン、プロパン、ブタンおよびその他の高級炭化水素のうちの少なくともいくつかをメタンから分離することが可能になる。液化生成物の商品価値は様々であるが、クラッキング等のさらなる処理が実行不可能である沖合では、通常エタンは最も価値が低いため、多くの場合、一部は液化施設での発電に利用され、過剰分はフレアされる。または、過剰なエタンを回収してLNGと共に陸上の施設に輸送することができる。しかしながら、エタンよりも貴重な液体の代わりにエタンを輸送するのは、経済的には魅力がより少ない。回収された炭化水素を最大限に活用することに対する圧力が高まる一方であることに加え、環境に悪いものとなっているフレアを削減する要求もあって、沖合天然ガスの処理プロセスの改善が必要とされている。
CRG法は、元々ブリティッシュガスが開発しデイビープロセステクノロジーリミテッド(Davy Process Technology Ltd)にライセンスされているものであるが、水蒸気改質、メタン化(methanation)およびCO2除去の組合せを利用してLPGまたはナフサから合成天然ガスを生成するものである。あるいは、CRG水蒸気改質が、パイプライン供給用のLNG由来天然ガスの発熱量を低減させる手段として用いられている。
本発明者らは、CRG法は、これまでの天然ガス処理プロセスの問題を解決するように改変できて沖合で用いることができるということを認識した。
したがって本発明は、
(i)天然ガスを液化および分留して液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成すること、
(ii)前記高級炭化水素流の少なくとも一部を気化させること、
(iii)水蒸気改質触媒上を、気化させた高級炭化水素流および水蒸気を通過させ、メタン、水蒸気、酸化炭素および水素を含む改質ガス混合物を生成すること、
(iv)メタン化触媒上を改質ガス混合物を通過させ、メタンリッチガスを生成すること、および
(v)液化工程の前にメタンリッチガスと天然ガスを合わせること
によって、沖合処理施設で天然ガスを処理することを含む、沖合天然ガスを処理するための方法を提供する。
したがって本発明は、
(i)天然ガスを液化および分留して液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成すること、
(ii)前記高級炭化水素流の少なくとも一部を気化させること、
(iii)水蒸気改質触媒上を、気化させた高級炭化水素流および水蒸気を通過させ、メタン、水蒸気、酸化炭素および水素を含む改質ガス混合物を生成すること、
(iv)メタン化触媒上を改質ガス混合物を通過させ、メタンリッチガスを生成すること、および
(v)液化工程の前にメタンリッチガスと天然ガスを合わせること
によって、沖合処理施設で天然ガスを処理することを含む、沖合天然ガスを処理するための方法を提供する。
本発明は、フレアならびに/または高級炭化水素の貯蔵および輸送の問題を解決するための、好適に改変された、沖合ガス処理施設でのCRG技術の使用にある。また、融点が比較的高い高級炭化水素、特にC5+は、凍結して装置内で閉塞を引き起こすことがあるため、液化施設での処理が困難な場合がある。さらに重炭化水素は、発泡および酸性ガス除去ユニットからのキャリーオーバーの原因である。C5+炭化水素を削減することでこの問題が解決される。
したがって本発明は、沖合天然ガスを処理するための設備であって、
(i)分留装置を含み、液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成するように構成された天然ガス液化ユニット、
(ii)前記液化ユニットに機能的に連結し、前記高級炭化水素流の少なくとも一部を気化させるように構成された気化装置、
(iii)気化させた高級炭化水素流に水蒸気を添加するための手段、
(iv)改質触媒を含む改質槽であり、気化させた高級炭化水素流および水蒸気をこの触媒上を通過させてメタン、水蒸気、酸化炭素および水素を含む改質ガス混合物を生成するように構成された、気化装置に機能的に連結した改質槽、
(v)メタン化触媒を含むメタン化槽であり、改質ガス混合物をこの触媒上を通過させてメタンリッチガスを生成するように構成された、改質槽に機能的に連結したメタン化槽、および
(vi)メタンリッチガスと天然ガス液化ユニットに供給される天然ガスとを混合させるための混合装置、
を搭載した、沖合天然ガス処理施設を構成する設備をさらに提供する。
(i)分留装置を含み、液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成するように構成された天然ガス液化ユニット、
(ii)前記液化ユニットに機能的に連結し、前記高級炭化水素流の少なくとも一部を気化させるように構成された気化装置、
(iii)気化させた高級炭化水素流に水蒸気を添加するための手段、
(iv)改質触媒を含む改質槽であり、気化させた高級炭化水素流および水蒸気をこの触媒上を通過させてメタン、水蒸気、酸化炭素および水素を含む改質ガス混合物を生成するように構成された、気化装置に機能的に連結した改質槽、
(v)メタン化触媒を含むメタン化槽であり、改質ガス混合物をこの触媒上を通過させてメタンリッチガスを生成するように構成された、改質槽に機能的に連結したメタン化槽、および
(vi)メタンリッチガスと天然ガス液化ユニットに供給される天然ガスとを混合させるための混合装置、
を搭載した、沖合天然ガス処理施設を構成する設備をさらに提供する。
第1の工程では、従来の回収技術およびパイプライン設備を用いて、天然ガスを回収し沖合天然ガス処理施設に供給する。天然ガスは、沖合天然ガス回収ユニットまたは別個の沖合処理ユニットで処理することができる。好ましくは、沖合天然ガス処理施設は、固定式沖合施設、または浮遊式生産貯蔵出荷(FPSO)施設等の浮遊式沖合施設である。
天然ガスが水銀を含有している場合、アルミニウム製であることが多い熱交換装置を水銀の腐食作用から保護するため、プロセスには、液化および分留工程の上流に、天然ガスを精製し水銀を除去する工程が含まれることが望ましい。したがってこのプロセスは、液化工程の上流に設置された、水銀を除去するのに好適な精製材料を含む精製ユニットを有することが好ましい。好適な精製材料は、凝集体の形態の種々の支持材料と混合した遷移金属硫化物、特に銅硫化物である。このような材料は、ジョンソン・マッセイ社(Johnson Matthey PLC)より、例えばPURASPECJM(商標)1163として市販されている。別の方法として、遷移金属化合物、例えばヒドロキシ炭酸銅を好適な形態でユニットに供給し、天然ガス中に存在する硫黄化合物によりその場(in-situ)で硫化してもよい。水銀除去工程は、100℃未満および最大約150絶対バール、例えば10〜150絶対バールの範囲の圧力で行うことが好ましい。
天然ガスが硫黄化合物を含有している場合、改質触媒を硫黄の毒作用から保護するため、プロセスには、改質工程の上流に、天然ガスまたは高級炭化水素流を精製し硫黄化合物を除去する工程が含まれることが望ましい。このような硫黄除去は、液化および分留工程の上流で天然ガスに対して行ってもよいし、気化させた高級炭化水素流に対して行ってもよいし、またはその両方に対して行ってもよい。したがってこのプロセスは、液化装置および/または改質槽の上流に設置された、硫黄化合物を除去するのに好適な1種または複数の精製材料を含む精製ユニットを含むことが好ましい。硫黄化合物は、硫化水素(H2S)、硫化カルボニルカルボニル(COS)、メルカプタンおよびチオフェンの1つまたは複数を含んでいてもよい。硫黄化合物が主に硫化水素である場合、この硫黄化合物は、液化装置の上流で、好適な膜を用いて、または冷メタノール、グリコールもしくはプロピレンカーボネート、または水性アミン等の物理洗浄溶媒を用いる酸性ガス洗浄を用いて、CO2と一緒に除去することができる。別の方法としては、単にH2Sを、金属促進、例えばCu促進ZnO/アルミナ組成物またはZnO組成物等の硫黄吸収剤床の1つまたは複数を用いて吸収することもできる。硫化水素以外の硫黄化合物が高濃度で存在する場合、第1の工程である水素化脱硫とそれに続く硫化水素吸収の工程を含むことが望ましいと考えられる。この実施形態において、精製材料は、硫化水素吸収剤床の上流に位置する水素化脱硫触媒床を含む。水素化脱硫においては、有機硫黄化合物を硫化水素に変換させるNi系および/またはCo系触媒の上方に、天然ガスおよび少量の水素を通過させる。代表的な触媒としては、アルミナ担持Ni/Mo、Co/Mo、Ni/WおよびCo/W触媒が挙げられる。このような触媒は市販されている。天然ガス中に天然に存在する硫化水素に加えて、こうして生成した硫化水素はその後、ZnO材料等の好適な硫化水素吸収剤で吸収することができる。このような吸収材料もまた市販されている。水素化脱硫および硫化水素吸収は改質槽の上流で行われることが好ましいが、なぜなら、そうすれば改質器に到達する有機硫黄化合物のみを水素化脱硫すればよく、その結果、槽はより小さくてよくなり、必要な水素が減り、触媒も少なくて済むからである。有機硫黄化合物がメルカプタンを含む場合、これらの有機硫黄化合物はエタン、プロパンおよびブタン留分中に見ることができる。水素化脱硫触媒は、オレフィンの水素化およびアミンからアンモニアへの変換にも有効である。水素化脱硫触媒および硫化水素吸収剤は、同じ槽内にあっても異なる槽内にあってもよい。水素化脱硫およびH2S吸収は、150℃超、より好ましくは200℃超で、かつ最大約50絶対バールの圧力で行うことが好ましい。水素化脱硫に必要とされる水素は、貯蔵庫から、別個の水素発生設備から、または好ましくは改質ガス混合物の一部をリサイクルすることにより準備することができる。
好ましい実施形態においては、水素化脱硫触媒および/または硫化水素吸収剤を用いる硫黄除去工程の前に、メタン化工程からの熱を用いて天然ガス流を予熱する。したがって設備は、メタン化槽からの熱を移動させ、天然ガスまたは高級炭化水素を、水素化脱硫触媒および/または硫化水素吸収剤を含む精製ユニットに供給される前に予熱する熱交換手段を含んでいることが好ましい。
液化に先立ち、天然ガス流を、より重い(より大きい炭化水素)から軽い(小さい炭化水素)を分離する膜を用いる予備分離段階に付してもよく、これをすることによりガス状高級炭化水素リッチ流が生成される。例えば膜を用いて、メタンよりも高い5〜20%の選択性で、天然ガスからC3+流を生成することができる(Ind. Eng. Chem. Res., vol 47, no 7, 2008, pages 2109-2121およびその中の参考文献を参照)。このような方法で高級炭化水素を部分的に除去することにより、液化ユニットへの負荷を軽減でき、凍結したC5+炭化水素が閉塞を引き起こす危険性を低下でき、かつ酸性ガス除去ユニット中の発泡の問題を解決できる。さらに、このような方法で分離したガス状高級炭化水素流は、液化ユニットで得られた液体高級炭化水素流の気化に用いることができる。
精製工程およびいずれかの予備分離段階の後で、天然ガスを液化および分留し、液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成する。「高級炭化水素」には、エタン、プロパン、ブタン、ならびにいずれかのC5+パラフィン、シクロヘキサン等のシクロアルカン、およびベンゼン等の芳香族炭化水素のうちの1つまたは複数が含まれるものとする。改質工程ではこれらすべての高級炭化水素をメタンに変換することが可能であるが、高級炭化水素流をさらに分留し商業的により貴重な成分を回収した後で残りの部分を改質工程に付すことが望ましいと考えられる。したがって好ましいプロセスにおいては、液化および分留工程で、天然ガスを、メタンリッチ流(すなわち液化天然ガス)、エタン流、LPG流(プロパンおよびブタンを含有)および重質流に分離する。
したがって設備は、天然ガス液化ユニットおよび1つまたは複数の分留カラムを備えている。好ましくは、天然ガスを、CO2を除去する処理にかけ、乾燥させ、その後で液化ユニットに供給してそこでまず−20〜−40℃に冷却し、その後で第1の分留カラムに供給してそこで重炭化水素がメタンリッチ流から分離される。カラムの上端からの軽い画分をさらに冷却し、濃縮させた液体を分離する。このようにして高級炭化水素が液化される。第1のカラムからの軽い画分および重い画分に対して1つまたは複数のさらなるカラムを用いて、メタン、エタン、プロパン、ブタンおよびその他の炭化水素が豊富な画分を得ることもできる。このようなやり方で液化天然ガス流を処理する方法は、例えば米国特許第6564579号に記載されている。改質工程に供給される高級炭化水素流には、エタンならびに/またはLPGの一部および/もしくはC5+パラフィンを含有する重質流が含まれることが好ましい。エタン含有流が利用可能であるため、改質工程に供給される高級炭化水素流には、エタン、ならびに所望によってLPGの一部および/またはC5+パラフィンを含有する重質流が含まれることが好ましい。改質工程に供給される高級炭化水素のうち、最も好ましくは50体積%超、好ましくは75%超、より好ましくは90%超がエタンである。改質に用いられないエタン、プロパン、ブタンおよびその他の高級炭化水素は、例えばガスタービンを用いるプロセス用の電力を発生させるために用いてもよい。
改質器に供給される高級炭化水素流は気化器内で気化されるが、この気化器は、好適には、メタン化工程からの熱を用いて加熱することができる。
次いで気化させた高級炭化水素流を10〜50絶対バールに加圧し、20絶対バール超の圧力下で、200℃超、好ましくは300℃超、より好ましくは300〜520℃、最も好ましくは350〜500℃に加熱し、水蒸気と混合させ、改質触媒を含む改質槽へ通す。直接噴射により、または飽和器を用いることにより、気化させた高級炭化水素流に水蒸気を加えてもよい。水蒸気を用いて高級炭化水素流を気化させることができる。水蒸気比は、触媒上に炭素が析出しないように制御されるべきであるが、通常は0.2〜2.0の範囲、好ましくは供給物の大部分がエタンとなる0.2〜1.0である。
次いで気化させた高級炭化水素流を10〜50絶対バールに加圧し、20絶対バール超の圧力下で、200℃超、好ましくは300℃超、より好ましくは300〜520℃、最も好ましくは350〜500℃に加熱し、水蒸気と混合させ、改質触媒を含む改質槽へ通す。直接噴射により、または飽和器を用いることにより、気化させた高級炭化水素流に水蒸気を加えてもよい。水蒸気を用いて高級炭化水素流を気化させることができる。水蒸気比は、触媒上に炭素が析出しないように制御されるべきであるが、通常は0.2〜2.0の範囲、好ましくは供給物の大部分がエタンとなる0.2〜1.0である。
水蒸気改質反応は、水蒸気改質槽内の触媒上で断熱的に起こり、高級炭化水素流を、メタン、一酸化炭素、二酸化炭素、水素および水蒸気を含むガス混合物に変換する。水蒸気改質触媒は、好ましくは、Ni触媒もしくは貴金属触媒、またはそれらの組合せである。好適な触媒は、アルミナまたはアルミン酸カルシウムと組合わせたNiOを10〜60%含む。Niは、使用前に水素またはその他の還元ガス流で還元して活性型にする。Pt、Pd、RhまたはRu触媒等の、好適な不活性担体上の貴金属触媒、特にRu触媒は、Ni触媒よりも速い空間速度、低い水蒸気比および低い温度で作用することができ、そのため給水量が限られている場合に有利となり得る。貴金属装填率は通常0.1〜1.0重量%である。
所望により、改質ガスの一部を、圧縮によって、改質槽に供給される予熱した高級炭化水素流にリサイクルし、希釈剤として作用させて水素をいくらか生成し、触媒上での炭素析出を抑えることができる。貴金属改質触媒の利点は、改質器への水素リサイクルが炭素析出防止に必須ではないという点である。もう1つの利点は、貴金属触媒はNi触媒に比べて活性が高いため、改質装置をより小型にすることができるという点である。
あるいは、リサイクル流は水素をいくらか含んでいるため、リサイクル流を用いると水素化脱硫に必要な水素の一部または全部を供給することができる。
改質触媒条件または水蒸気比等の他のプロセス条件が許す場合、または水素化脱硫を用いない場合、改質ガスはすべてメタン化工程に通すことができる。メタン化工程の前に、改質ガス混合物、またはその残りの部分を、1つまたは複数の熱交換器を用いて冷却することが好ましいが、有利なことに、この熱交換機を用いて改質工程で用いる水蒸気を生成することができる。次いで、冷却したガスをメタン化工程に通す。
改質触媒条件または水蒸気比等の他のプロセス条件が許す場合、または水素化脱硫を用いない場合、改質ガスはすべてメタン化工程に通すことができる。メタン化工程の前に、改質ガス混合物、またはその残りの部分を、1つまたは複数の熱交換器を用いて冷却することが好ましいが、有利なことに、この熱交換機を用いて改質工程で用いる水蒸気を生成することができる。次いで、冷却したガスをメタン化工程に通す。
メタン化工程は、連続した1つまたは複数のメタン化槽、好ましくは、それぞれメタン化触媒を含む1つまたは2つの槽を含んでいてもよい。メタン化工程は、10〜50バールの範囲の圧力、および100〜400℃、好ましくは250〜350℃の範囲の温度で行われることが好ましい。メタン化触媒は、好ましくはNi触媒もしくは貴金属触媒、またはそれらの組合せである。メタン化触媒は、改質ガス中の一酸化炭素および水素を消費してメタンを生成する「逆改質(reverse reforming)」反応を引き起こす。メタン化反応は発熱性であり、熱交換手段は、各メタン化槽の後に設けられてメタンリッチガス混合物を冷却することが望ましい。上記の通り、メタン化工程からの熱を有利に用いて、水素化脱硫/硫化水素吸収の前に天然ガスを予熱することができ、かつ/または高級炭化水素流を気化させることができる。例えば発熱の制御および/または貴金属触媒の使用によって改質工程を慎重に制御することにより、改質ガスの水素および酸化炭素含有量を最小限に抑えることができ、それによってメタン化器に求められるものが減り、メタン化器の大きさを最小限に抑えられるようになる。
改質工程では二酸化炭素等の酸化炭素が生成されるが、二酸化炭素はメタン化では除去されない。二酸化炭素は液化温度より高い温度で凍結するため、メタンリッチガス流が天然ガスと合わさる前または後に、CO2除去ユニットを用いてメタンリッチガス流から二酸化炭素を除去する工程が含まれることが望ましいと考えられる。好ましくは、天然ガスおよびメタンリッチガスを混合し、CO2除去ユニットにこの混合物を通過させる。CO2除去、別名酸性ガス除去は、(例えば異方性のセルロースアセテート、ポリイミドまたはパーフルオロポリマー膜が基になる)膜技術を用いて、または公知の、水性アミンによる洗浄技術または冷メタノール、N−メチルピロリドンもしくはグリコール等の物理洗浄溶媒による洗浄技術を用いて行うことができる。
さらに、改質工程では水蒸気を用いるが、水蒸気はメタンリッチガスにまで残存することがある。水蒸気は、液化装置中で凝縮し凍結する恐れがある。さらに、天然ガスから水蒸気を除去することは、ガス流中での炭化水素水和物の形成を回避するため、また腐食の問題につながり得る、パイプラインおよび処理装置中におけるガスからの水の凝縮を回避するためにも望ましい。したがって、メタンリッチガスが天然ガスと合わさる前または後に、乾燥ユニットを用いてメタンリッチガスを乾燥させる工程が含まれることが望ましい。好ましくは、天然ガスおよびメタンリッチガスを混合し、乾燥ユニットにこの混合物を通過させる。二酸化炭素除去の工程が含まれる場合、最終工程である水分除去はCO2除去ユニットの下流で行われることが好ましい。乾燥工程は、合成ガス混合物または天然ガス混合物を乾燥させるための公知の方法を用いて行うことができる。水分を除去して天然ガスの露点を下げるいくつかの方法が、ガス処理プラントで商業的に実施されている。例えば、メタンリッチガスまたは混合ガスを、熱交換器を用いて水蒸気の露点未満に冷却し、凝縮物を1つまたは複数のセパレータ中に除去することができる。これはメタン化段階の後および任意のCO2除去段階の前に行うことができる。代わりの方法として、または追加の方法として、乾燥工程は、シリカゲルやモレキュラーシーブ等の固形乾燥剤の床にガスを接触させて、または、液体乾燥剤化合物を用いて行うことができる。後者の場合、典型的なプロセスには、ガス流からグリコール溶液中へと水分を揮散させるために湿性ガス流をグリコール溶液に接触させる工程が含まれる。このプロセスはグリコール脱水として知られており、ガス処理作業において非常に広く用いられている。いくつかの乾燥プロセスにおいては、メタノールまたは別のアルコールを、グリコールの代わりに、またはグリコールとの混合物として用いてもよい。液化ユニットを効率的に稼働させるために必要である非常に低い水分レベルに達するためには、例えばゼオライトを含有する分子篩乾燥剤が好ましい。分子篩は加熱によって周期的に再生することができる。回収された水はいずれも、改質工程用の水蒸気を生成するために用いられることが好ましい。
このように、高級炭化水素を、液化ユニットへの供給物と合わせられるメタンリッチガスに変換することにより、変換しない場合にはフレアされるかまたは貴重な貯蔵スペースを占有することもある、エタンおよび他の価値の低い炭化水素の量が減少する。
以下の図を参照することにより、本発明をさらに例示する。
図1では、FPSOユニット100上に、水銀除去ユニット102、酸性ガス除去ユニット104、ガス乾燥ユニット106、及び、液化および分留装置108が設置されており、それぞれが互いに機能的に連結している。液化および分留装置108は、液化天然ガス流110、及び所望によっては、貯蔵タンク112で貯蔵するためのプロパン、ブタンおよび凝縮物流を生成する。FPSOは、液化および分留装置108からの重炭化水素流116を気化させるための気化装置114、脱硫ユニット118、脱硫した重炭化水素流への水蒸気添加手段120、改質槽122およびメタン化槽124をさらに有する。メタン化器124からの生成物であるメタンリッチガス流126は、水銀除去ユニット102と酸性ガス除去ユニット104の間の天然ガス供給ラインに戻る。
図1では、FPSOユニット100上に、水銀除去ユニット102、酸性ガス除去ユニット104、ガス乾燥ユニット106、及び、液化および分留装置108が設置されており、それぞれが互いに機能的に連結している。液化および分留装置108は、液化天然ガス流110、及び所望によっては、貯蔵タンク112で貯蔵するためのプロパン、ブタンおよび凝縮物流を生成する。FPSOは、液化および分留装置108からの重炭化水素流116を気化させるための気化装置114、脱硫ユニット118、脱硫した重炭化水素流への水蒸気添加手段120、改質槽122およびメタン化槽124をさらに有する。メタン化器124からの生成物であるメタンリッチガス流126は、水銀除去ユニット102と酸性ガス除去ユニット104の間の天然ガス供給ラインに戻る。
図2では、天然ガス供給流210が、100℃未満の温度、および10〜100絶対バールの範囲、例えば約10絶対バールの圧力にて、銅硫化物微粒子系の水銀吸収剤214を含む第1の精製槽212に流れる。水銀、およびヒ素等の他の重金属が吸収剤に吸収される。生じたガス流216はメタンリッチガス流218と混合し、ガス流からCO2を分離する好適な膜を含む酸性ガス除去槽220を通る。別の実施形態では、酸性ガス除去工程において、ガスをアミン水溶液に接触させることによりCO2および一部のH2Sを除去するアミン洗浄ユニットが用いられる。さらに別の実施形態では、酸性ガス除去工程において、ガスを冷メタノール、グリコール、N−メチルピロリドンまたはプロピレンカーボネートに接触させることによりCO2および一部のH2Sを除去する物理洗浄溶媒ユニットが用いられる。生じたCO2枯渇ガス流222は乾燥槽224に流れ、そこで乾燥剤の働きをするゼオライト分子篩と接触し水分が除去される。次いで、乾燥したガス流は熱交換器228で−20〜−40℃に冷却され、これによって高級炭化水素が凝縮を起こす。ガス流は第1の分留カラム230に供給され、そこで高級炭化水素がメタンリッチ流から分離される。凝縮物には、ベンゼン、シクロヘキサン、プロパンおよびブタンの一部ならびにC5+パラフィン等の重質成分が含まれ、さらにはエタンの一部および溶解メタンも含まれる。カラム230の上端からの軽い画分232を熱交換器234でさらに冷却し、濃縮させた液体をセパレータ236で分離する。これらの液体はカラム230に戻される。次いで、セパレータ236からの分離ガスは熱交換器238でさらに冷却され、液化天然ガス240が形成される。カラム230から回収された高級炭化水素流は、ライン242を通って、エタンリッチ流を回収する働きをする第2の分留カラム244(脱エタン塔)に供給される。エタン流246は気化され、脱硫、改質およびメタン化用にユニット248に送られ、ユニット248にはライン249から水蒸気が供給される(図3参照)。生じたメタンリッチガス流は、ユニット248から、ライン218を通ってライン216へと流れる。第2の分留カラム244の下端から回収された混合流250は第3のカラム252(脱プロパン塔)に送られ、そこでプロパンリッチ流254が回収される。第3の分留カラム252の下端から回収された混合流256は第4のカラム258(脱ブタン塔)に送られ、そこでブタンリッチ流260、および凝縮物流262が回収される。脱プロパン塔252および脱ブタン塔258からそれぞれ得られたプロパン254、ブタン260、および凝縮物262は貯蔵用に送られてもよい。所望により、これらの流れの一部(点線で示す)は、メタンリッチガスを生成するために精製、改質およびメタン化段階248に送られてもよい。
一実施形態においては、乾燥器224と熱交換器228の間で、精製され、CO2が枯渇し、かつ乾燥した天然ガス流が、天然ガスからの高級炭化水素の一部を分離する膜を含む予備分離ユニット226を通ることにより、ガス状高級炭化水素流(点線で示す)が形成され、次いでこのガス状高級炭化水素流は高級炭化水素気化器に供給される。
図3では、所望によってプロパン、ブタンおよび/または凝縮物を含有するエタンリッチ流310は熱交換器312に供給され、そこで気化される。生じたガス流314は水素をいくらか含有するリサイクルガス316と混合し、混合物は、200〜400℃、好ましくは250〜400℃および10〜50絶対バールにて、ZnO吸収剤322の床とその上方にNi/Mo水素化脱硫触媒320の床を含む槽318に供給される。混合物は水素化脱硫触媒320と接触し、その結果有機硫黄化合物(例えばメルカプタン)が水素化し硫化水素が生成される。こうして生成された硫化水素は次いでZnO吸収剤322に吸収される。次いで脱硫ガス324は水蒸気326と350〜400℃で混合し、200〜500℃、好ましくは300〜500℃で、20絶対バール超の圧力にて、断熱反応器330内のNiまたは貴金属水蒸気改質触媒328の床の上方を通る。水蒸気改質反応が(平衡状態にあるシフト反応とメタン化反応と同時に)起こり、メタン、水素、酸化炭素および水蒸気を含むガス混合物332が形成される。このガス混合物は熱交換器334で約300℃に冷却され、ライン336を通って、Niまたは貴金属メタン化触媒340の床を含むメタン化槽338に供給される。ライン336からの冷却ガス混合物の一部は、ライン342を通って取り出され、冷却熱交換器344を通過し、コンプレッサ346で圧縮されてリサイクル流316が生成される。メタン化器338からのメタンリッチガス流348は、熱交換器350、次いで熱交換器312で冷却され、メタンリッチガス流352が生成され、天然ガス供給路(図2の216)へ再び供給される。本実施形態においては、メタン化器338からの熱を用いて交換器350で水蒸気を発生させ、次いで熱交換器312で高級炭化水素を加熱する。ライン326内の水蒸気は、交換器350内のメタン化器からの熱、続いて熱交換器334内の改質器からの熱を用いて生成される。
例として、改質槽およびメタン化槽への供給用に異なる高級炭化水素混合物を用いて、以下の3つのケースを計算した。本発明で生成されるCO2量を、C2+炭化水素のフレアによって生成されるCO2量と対比する。
実施例1:100MMSCFDの供給中5%のエタン
MMSCFD=1日あたり百万標準立方フィートのガス(million standard cubic feet of gas per day)。
実施例2:100MMSCFDの供給中5%のエタン、3%のプロパンおよび1%のブタンの混合物
実施例2:100MMSCFDの供給中5%のエタン、3%のプロパンおよび1%のブタンの混合物
実施例3:600MMSCFDの供給中5%のエタン、3%のプロパンおよび1%のブタンの混合物
*水蒸気の量は水蒸気/炭化水素比1.3kg/kgに基づく。
いずれの場合においても、本発明を用いると、CO2排出量はフレアに比べて劇的に減少する。
いずれの場合においても、本発明を用いると、CO2排出量はフレアに比べて劇的に減少する。
Claims (30)
- 沖合天然ガスを処理するための方法であって、
(i)天然ガスを液化および分留して液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成すること、
(ii)前記高級炭化水素流の少なくとも一部を気化させること、
(iii)水蒸気改質触媒の上を、気化させた高級炭化水素流および水蒸気を通過させ、メタン、水蒸気、酸化炭素および水素を含む改質ガス混合物を生成すること、
(iv)メタン化触媒の上を改質ガス混合物を通過させ、メタンリッチガスを生成すること、および
(v)液化工程の前にメタンリッチガスと天然ガスを合わせること、
によって、沖合処理施設で前記天然ガスを処理することを含む、方法。 - 沖合天然ガス処理施設が、固定式沖合施設、または浮遊式生産貯蔵出荷(FPSO)施設等の浮遊式沖合施設である、請求項1に記載の方法。
- 液化および分留工程の上流で、水銀を除去するのに好適な精製材料を含む精製ユニットに天然ガスを通すことにより、天然ガスを精製し水銀を除去することを含む、請求項1または2に記載の方法。
- 液化工程および/または改質工程の上流で、硫黄化合物を除去するのに好適な精製材料を含む精製ユニットに天然ガスまたは高級炭化水素流を通すことにより、天然ガス流または高級炭化水素流を精製し硫黄化合物を除去することを含む、請求項1〜3のいずれか一項に記載の方法。
- 硫黄化合物を除去するための精製工程が、液化工程および改質工程の上流に位置する、請求項4に記載の方法。
- 精製された天然ガス流が膜を用いる予備分離段階に付され、ガス状高級炭化水素流が生成される、請求項1〜5のいずれか一項に記載の方法。
- 液化および分留工程にて、天然ガスをメタンリッチ流、エタン流、LPG流および重質流に分離する、請求項1〜6のいずれか一項に記載の方法。
- エタン、及び/またはLPGの一部、および/またはC5+パラフィンを含有する重質流、が改質工程に供給される、請求項7に記載の方法。
- 改質工程に供給される高級炭化水素流が、50体積%超、好ましくは75体積%超、より好ましくは90体積%超のエタンを含む、請求項7または8に記載の方法。
- 高級炭化水素流が、メタン化工程からの熱を用いること、および/または水蒸気を加えることによって気化される、請求項1〜9のいずれか一項に記載の方法。
- 改質工程が、10〜50バールの範囲の圧力および200℃超の温度にて、Ni触媒または貴金属触媒、またはそれらの組合せの上で行われる、請求項1〜10のいずれか一項に記載の方法。
- 1つまたは複数の熱交換器にて、改質ガス混合物と水の間で熱を交換し、改質工程で用いる水蒸気を生成することを含む、請求項1〜11のいずれか一項に記載の方法。
- メタン化工程が、10〜50バールの範囲の圧力および100〜400℃の範囲の温度にて、Ni触媒または貴金属触媒、またはそれらの組合せの上で行われる、請求項1〜12のいずれか一項に記載の方法。
- メタンリッチガス流が天然ガスと合わさる前または後に、CO2除去ユニットを用いてメタンリッチガス流から二酸化炭素を除去することを含む、請求項1〜13のいずれか一項に記載の方法。
- メタンリッチガス流が天然ガスと合わさる前または後に、乾燥ユニットを用いてメタンリッチガス流を乾燥させることを含む、請求項1〜14のいずれか一項に記載の方法。
- 沖合天然ガスを処理するための設備であって、
(i)分留装置を含み、液化天然ガス流および高級炭化水素流を生成するように構成された天然ガス液化ユニット、
(ii)前記液化ユニットに機能的に連結し、前記高級炭化水素流の少なくとも一部を気化させるように構成された気化装置、
(iii)気化させた高級炭化水素蒸気に水蒸気を添加するための手段、
(iv)改質触媒を含む改質槽であり、気化させた高級炭化水素流および水蒸気を触媒の上を通過させてメタン、水蒸気、酸化炭素および水素を含む改質ガス混合物を生成するように構成された、気化装置に機能的に連結した改質槽、
(v)メタン化触媒を含むメタン化槽であり、改質ガス混合物を触媒の上を通過させてメタンリッチガスを生成するように構成された、改質槽に機能的に連結したメタン化槽、および
(vi)メタンリッチガスと天然ガス液化ユニットに供給される天然ガスとを混合させるための混合装置、
を搭載した、沖合天然ガス処理施設を有する設備。 - 沖合天然ガス処理施設が、固定式沖合施設、または浮遊式生産貯蔵出荷(FPSO)施設等の浮遊式沖合施設である、請求項16に記載の設備。
- 水銀を除去するのに好適な精製材料を含み、液化ユニットの上流に設置された精製ユニットを含む、請求項16または17に記載の設備。
- 硫黄化合物を除去するのに好適な1種または複数の精製材料を含み、液化ユニットおよび/または改質槽の上流に設置された精製ユニットを含む、請求項16〜18のいずれか一項に記載の設備。
- 液化ユニットの上流に機能的に連結し、天然ガスから高級炭化水素の一部を分離する膜を含むことによりガス状高級炭化水素流を生成する予備分離ユニットを含む、請求項16〜19のいずれか一項に記載の設備。
- 液化および分留装置が、天然ガスをメタンリッチ流、エタン流、LPG流および重質流に分離するように構成された、請求項16〜20のいずれか一項に記載の設備。
- 液化および分留装置が、エタン、ならびに所望によってLPGの一部、および/またはC5+パラフィンを含有する重質流、を改質工程に供給するように構成された、請求項16〜21のいずれか一項に記載の設備。
- 気化器が、メタン化工程からの熱を用いること、および/または水蒸気を加えることによって加熱される、請求項16〜22のいずれか一項に記載の設備。
- 水蒸気が、直接添加または飽和器により、気化させた高級炭化水素流に加えられる、請求項16〜23のいずれか一項に記載の設備。
- 水蒸気改質器が、Ni触媒または貴金属触媒、またはそれらの組合せを含む断熱性水蒸気改質器である、請求項16〜24のいずれか一項に記載の設備。
- 改質ガス混合物を水で冷却することにより改質工程で用いる水蒸気が生成されるように構成された1つまたは複数の熱交換器を含む、請求項16〜25のいずれか一項に記載の設備。
- メタン化触媒が、Ni触媒または貴金属触媒、またはそれらの組合せである、請求項16〜26のいずれか一項に記載の設備。
- メタンリッチガス流が天然ガスと合わさる前または後にメタンリッチガス流から二酸化炭素を除去するように設置されたCO2除去ユニットを含む、請求項16〜27のいずれか一項に記載の設備。
- メタンリッチガス流が天然ガスと合わさる前または後にメタンリッチガス流を乾燥させるように設置された乾燥ユニットを含む、請求項16〜28のいずれか一項に記載の設備。
- 沖合天然ガス処理施設からのCO2排出を削減するための、請求項1〜15のいずれか一項に記載の方法の使用、または請求項16〜29のいずれか一項に記載の設備の使用。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0812699.7A GB0812699D0 (en) | 2008-07-11 | 2008-07-11 | Apparatus and process for treating offshore natural gas |
GB0812699.7 | 2008-07-11 | ||
PCT/GB2009/050678 WO2010004300A1 (en) | 2008-07-11 | 2009-06-15 | Apparatus & process for treating offshore natural gas |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2011527371A true JP2011527371A (ja) | 2011-10-27 |
JP5325295B2 JP5325295B2 (ja) | 2013-10-23 |
Family
ID=39722118
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2011517234A Expired - Fee Related JP5325295B2 (ja) | 2008-07-11 | 2009-06-15 | 沖合天然ガスを処理するための設備及び方法 |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8956428B2 (ja) |
EP (1) | EP2303772B1 (ja) |
JP (1) | JP5325295B2 (ja) |
KR (1) | KR101566572B1 (ja) |
CN (1) | CN102083746B (ja) |
AU (1) | AU2009269819B2 (ja) |
BR (1) | BRPI0915485A2 (ja) |
DK (1) | DK2303772T3 (ja) |
GB (1) | GB0812699D0 (ja) |
MY (1) | MY150434A (ja) |
WO (1) | WO2010004300A1 (ja) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013516506A (ja) * | 2010-01-05 | 2013-05-13 | ジョンソン、マッセイ、パブリック、リミテッド、カンパニー | 天然ガスを処理するための装置及び方法 |
JP2014118001A (ja) * | 2012-12-14 | 2014-06-30 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 浮体式石油貯蔵海洋構造物 |
JP2018165322A (ja) * | 2017-03-28 | 2018-10-25 | 東京瓦斯株式会社 | 輸送方法及び輸送システム |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB0812699D0 (en) * | 2008-07-11 | 2008-08-20 | Johnson Matthey Plc | Apparatus and process for treating offshore natural gas |
WO2010104762A1 (en) | 2009-03-13 | 2010-09-16 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for methane conversion |
US8378162B2 (en) | 2009-03-13 | 2013-02-19 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Process for methane conversion |
BR112012021416B1 (pt) * | 2010-02-26 | 2022-05-10 | Equinor Energy As | Método para partida de uma planta de gás natural liquefeito (gnl) e planta de gás natural liquefeito (gnl) |
KR101157205B1 (ko) | 2010-05-06 | 2012-06-20 | 한국과학기술연구원 | 해상 유전 및 한계 가스전의 가스를 디메틸에테르로 전환하는 fpso-dme 공정 및 이를 이용한 디메틸에테르의 제조방법 |
KR101360972B1 (ko) * | 2012-05-01 | 2014-02-12 | 대우조선해양 주식회사 | 에프피에스오의 리포밍 장치 |
US8658705B2 (en) * | 2012-06-27 | 2014-02-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Carbon oxides removal |
EP2890666B1 (en) | 2012-08-30 | 2018-12-12 | Chevron U.S.A., Inc. | Process for removing heavy metals from fluids |
SG11201501705PA (en) | 2012-09-07 | 2015-04-29 | Chevron Usa Inc | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
US20140366577A1 (en) | 2013-06-18 | 2014-12-18 | Pioneer Energy Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture |
US20160168489A1 (en) * | 2013-07-25 | 2016-06-16 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Method and system for gtl production in fpso |
US9828561B2 (en) | 2014-11-12 | 2017-11-28 | Element 1 Corp. | Refining assemblies and refining methods for rich natural gas |
US9605224B2 (en) | 2014-11-12 | 2017-03-28 | Element 1 Corp. | Refining assemblies and refining methods for rich natural gas |
US9777237B2 (en) | 2014-11-12 | 2017-10-03 | Element 1 Corp. | Refining assemblies and refining methods for rich natural gas |
CN104818065B (zh) * | 2015-01-30 | 2017-03-15 | 成都高科达科技有限公司 | 一种绝热降温型甲烷化合成甲烷方法 |
FR3039080B1 (fr) * | 2015-07-23 | 2019-05-17 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Methode de purification d'un gaz riche en hydrocarbures |
JPWO2017150600A1 (ja) * | 2016-03-01 | 2018-12-27 | 大阪瓦斯株式会社 | 燃料ガス供給装置および燃料ガス供給方法 |
KR101766257B1 (ko) * | 2016-04-07 | 2017-08-09 | 대우조선해양 주식회사 | 해양생산설비의 이산화탄소 전환 시스템 및 방법 |
FR3052241A1 (fr) * | 2016-06-02 | 2017-12-08 | L'air Liquide Sa Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Procede de purification de gaz naturel et de liquefaction de dioxyde de carbone |
US10870810B2 (en) | 2017-07-20 | 2020-12-22 | Proteum Energy, Llc | Method and system for converting associated gas |
EP3752453A1 (fr) * | 2018-02-16 | 2020-12-23 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Procédé de production de gaz de synthèse issu d'un procédé de liquéfaction de gaz naturel |
WO2019158828A1 (fr) * | 2018-02-16 | 2019-08-22 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Synergies d'un procédé de liquéfaction de gaz naturel dans un procédé de production de gaz de synthèse |
WO2019158827A1 (fr) * | 2018-02-16 | 2019-08-22 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Utilisation d'un courant gazeux issu d'un procédé de liquéfaction dans un procédé de production de gaz de synthèse |
EP3574991A1 (en) | 2018-05-31 | 2019-12-04 | Haldor Topsøe A/S | Steam reforming heated by resistance heating |
WO2020026377A1 (ja) * | 2018-08-01 | 2020-02-06 | 日揮グローバル株式会社 | 浮体設備 |
CN109927850A (zh) * | 2019-03-18 | 2019-06-25 | 上海惠生海洋工程有限公司 | 一种浮式的天然气制甲醇及甲醇储卸装置 |
DK4037821T3 (da) * | 2019-10-01 | 2023-09-04 | Topsoe As | Offshore-reforminginstallation eller -fartøj |
CN110846094B (zh) * | 2019-11-26 | 2021-06-15 | 浙江天禄环境科技有限公司 | 一种净化气制备lng工艺 |
CN115371359B (zh) * | 2022-08-25 | 2023-06-16 | 北京航天试验技术研究所 | 一种应用于火星表面的Sabatier装置反应气分离液化系统及方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS4970901A (ja) * | 1972-10-12 | 1974-07-09 | ||
JPS562919A (en) * | 1979-06-22 | 1981-01-13 | Jgc Corp | Preparation of gas rich in methane |
JP2005042093A (ja) * | 2003-04-16 | 2005-02-17 | Air Products & Chemicals Inc | 天然ガスからのメタンより重い成分回収方法及び装置 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2229519A (en) | 1989-03-15 | 1990-09-26 | Foster Wheeler Energy Ltd | Treatment process for gas stream |
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 |
US6743829B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-06-01 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
US6564579B1 (en) | 2002-05-13 | 2003-05-20 | Black & Veatch Pritchard Inc. | Method for vaporizing and recovery of natural gas liquids from liquefied natural gas |
US7168265B2 (en) * | 2003-03-27 | 2007-01-30 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
CN1281714C (zh) * | 2003-10-27 | 2006-10-25 | 上海兖矿能源科技研发有限公司 | 一种用合成气生产液体燃料的工艺方法 |
CN100510023C (zh) * | 2005-12-14 | 2009-07-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种由重馏分油生产清洁燃料的方法 |
NO329177B1 (no) | 2007-06-22 | 2010-09-06 | Kanfa Aragon As | Fremgangsmåte og system til dannelse av flytende LNG |
GB0812699D0 (en) * | 2008-07-11 | 2008-08-20 | Johnson Matthey Plc | Apparatus and process for treating offshore natural gas |
GB201000097D0 (en) * | 2010-01-05 | 2010-12-29 | Johnson Matthey Plc | Apparatus and process for treating natural gas |
-
2008
- 2008-07-11 GB GBGB0812699.7A patent/GB0812699D0/en not_active Ceased
-
2009
- 2009-06-15 KR KR1020117000580A patent/KR101566572B1/ko active IP Right Grant
- 2009-06-15 MY MYPI20110024 patent/MY150434A/en unknown
- 2009-06-15 EP EP09785236A patent/EP2303772B1/en not_active Not-in-force
- 2009-06-15 WO PCT/GB2009/050678 patent/WO2010004300A1/en active Application Filing
- 2009-06-15 DK DK09785236.2T patent/DK2303772T3/da active
- 2009-06-15 US US13/003,421 patent/US8956428B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-06-15 AU AU2009269819A patent/AU2009269819B2/en not_active Ceased
- 2009-06-15 BR BRPI0915485A patent/BRPI0915485A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-06-15 CN CN2009801260126A patent/CN102083746B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-06-15 JP JP2011517234A patent/JP5325295B2/ja not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS4970901A (ja) * | 1972-10-12 | 1974-07-09 | ||
JPS562919A (en) * | 1979-06-22 | 1981-01-13 | Jgc Corp | Preparation of gas rich in methane |
JP2005042093A (ja) * | 2003-04-16 | 2005-02-17 | Air Products & Chemicals Inc | 天然ガスからのメタンより重い成分回収方法及び装置 |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013516506A (ja) * | 2010-01-05 | 2013-05-13 | ジョンソン、マッセイ、パブリック、リミテッド、カンパニー | 天然ガスを処理するための装置及び方法 |
JP2014118001A (ja) * | 2012-12-14 | 2014-06-30 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 浮体式石油貯蔵海洋構造物 |
JP2018165322A (ja) * | 2017-03-28 | 2018-10-25 | 東京瓦斯株式会社 | 輸送方法及び輸送システム |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20110174016A1 (en) | 2011-07-21 |
AU2009269819B2 (en) | 2013-10-24 |
US8956428B2 (en) | 2015-02-17 |
GB0812699D0 (en) | 2008-08-20 |
EP2303772A1 (en) | 2011-04-06 |
MY150434A (en) | 2014-01-30 |
KR20110031455A (ko) | 2011-03-28 |
KR101566572B1 (ko) | 2015-11-05 |
JP5325295B2 (ja) | 2013-10-23 |
CN102083746A (zh) | 2011-06-01 |
BRPI0915485A2 (pt) | 2015-11-10 |
DK2303772T3 (da) | 2012-12-03 |
EP2303772B1 (en) | 2012-08-15 |
AU2009269819A1 (en) | 2010-01-14 |
CN102083746B (zh) | 2013-01-02 |
WO2010004300A1 (en) | 2010-01-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5325295B2 (ja) | 沖合天然ガスを処理するための設備及び方法 | |
US10010858B2 (en) | Apparatus and process for treating natural gas | |
BRPI0619933A2 (pt) | processo para a produção de hidrocarbonetos a partir de gás natural | |
JPWO2007114277A1 (ja) | 液体燃料合成システム | |
JP2024515486A (ja) | 水素生成ユニットにおいて水素富化生成物及びco2を回収する方法 | |
CN102575173B (zh) | 烃合成反应装置、烃合成反应系统以及液体烃的回收方法 | |
US11408672B2 (en) | Synthesis gas production process for the implementation of a natural gas liquefaction | |
WO2021046321A1 (en) | Method and apparatus for an improved carbon monoxide cold box operation | |
US20210102753A1 (en) | Process for producing synthesis gas originating from a natural gas liquefaction process | |
FR3058713A1 (fr) | Mise en œuvre de la vapeur d'un procede de production de gaz de synthese pour rechauffer des vapeurs de gaz naturel. | |
CN117242159A (zh) | 提高再循环气体纯度的加氢处理 | |
FR3058712A1 (fr) | Procede de liquefaction de gaz naturel combine a une production de gaz de synthese. | |
WO2022234115A1 (en) | Hydroprocessing with increased recycle gas purity | |
US20210371278A1 (en) | Synergies of a natural gas liquefaction process in a synthesis gas production process | |
US20020127159A1 (en) | Device that comprises recycling to a separator a liquid effluent that is obtained from an absorber and is mixed with a feedstock |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20120507 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20130619 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20130621 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130719 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |