MXPA05003330A - Proceso modular de gas natural licuado. - Google Patents

Proceso modular de gas natural licuado.

Info

Publication number
MXPA05003330A
MXPA05003330A MXPA05003330A MXPA05003330A MXPA05003330A MX PA05003330 A MXPA05003330 A MX PA05003330A MX PA05003330 A MXPA05003330 A MX PA05003330A MX PA05003330 A MXPA05003330 A MX PA05003330A MX PA05003330 A MXPA05003330 A MX PA05003330A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
light hydrocarbon
hydrocarbon gas
facilities
liquefaction
launch train
Prior art date
Application number
MXPA05003330A
Other languages
English (en)
Inventor
H Sawchuck Jeffrey
Original Assignee
Bp Corp North America Inc
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 Bp Corp North America Inc filed Critical Bp Corp North America Inc
Publication of MXPA05003330A publication Critical patent/MXPA05003330A/es

Links

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
    • 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
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/005—Adaptations for refrigeration plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/064—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle in combination with an industrial process, e.g. chemical, metallurgical
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
    • F02C6/10—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output supplying working fluid to a user, e.g. a chemical process, which returns working fluid to a turbine of the plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • 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
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0269—Arrangement of liquefaction units or equipments fulfilling the same process step, e.g. multiple "trains" concept
    • 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
    • F25J1/0269—Arrangement of liquefaction units or equipments fulfilling the same process step, e.g. multiple "trains" concept
    • F25J1/027—Inter-connecting multiple hot equipments upstream of the cold box
    • 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
    • F25J1/0274—Retrofitting or revamping of an existing liquefaction unit
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0294—Multiple compressor casings/strings in parallel, e.g. split arrangement
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2210/00—Working fluids
    • F05D2210/10—Kind or type
    • F05D2210/12—Kind or type gaseous, i.e. compressible
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/72—Application in combination with a steam turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/70—Application in combination with
    • F05D2220/76—Application in combination with an electrical generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • 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
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/902—Apparatus
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/902—Apparatus
    • Y10S62/911—Portable

Abstract

Se describen metodos para disenar, construir, u operar eficientemente y economicamente un proceso de licuefaccion de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefaccion de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros. El metodo incluye un tren de lanzamiento de licuefaccion de gas de hidrocarburos ligeros (15) para licuar una cantidad inicial de gas de hidrocarburos ligeros (59) y una o mas fases subsiguientes opcionales de ampliacion modular (115, 215) a ese tren de licuefaccion de gas de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros (159, 259) hasta una cantidad maxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso. El tren de lanzamiento incluye instalaciones, tales como instalaciones de pretratamiento de gas de alimentacion de hidrocarburos ligeros, instalaciones de compresion de refrigerante, instalaciones de intercambio de calor criogenico, servicios de acceso, otro equipo de licuefaccion, e instalaciones de almacenamiento y embarque de producto licuado. Al menos una parte de estas instalaciones se emplean como instalaciones de uso compartido. El uso de tales instalaciones de uso compartido permite construir la fase de ampliacion subsiguiente o modulos para aumentar la capacidad global de la planta, cuyos modulos pueden construirse para aumentar la capacidad global de la planta lo cual puede reducir los costos de capital y el espacio necesario en relacion con metodos anteriores para el diseno, construccion, u operacion de un proceso de licuefaccion de hidrocarburos ligeros el cual involucra la construccion de un tren de licuefaccion completo y todos sus componentes asociados y equipo relacionado.

Description

PROCESO MODULAR DE GAS NATURAL LICUADO CAMPO DE LA INVENCION La presente invención se relaciona con un método para licuar cantidades seleccionadas variables de gas de hidrocarburos ligeros para producir gas de hidrocarburos ligeros licuados usando instalaciones de plantas que comprenden un tren de lanzamiento inicial de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros con instalaciones comunes compartidas, que pueden ampliarse por la adición de equipo de planta asociado con una o más fases de ampliación opcionales al tren de lanzamiento. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Muchas reservas de gas de hidrocarburos ligeros se encuentran en áreas del mundo que están alejadas de cualquier mercado para el gas de hidrocarburos ligeros. A este gas de hidrocarburos ligeros se le denomina como gas natural. Este gas natural puede contener condensados que son materiales con rango de ebullición de gasolina ligera así como hidrocarburos gaseosos C3-C5 y metano. Frecuentemente ese gas natural también contiene cantidades indeseablemente elevadas de agua, compuestos de gases ácidos tales como compuestos de azufre, dióxido de carbono y similares indeseables para que la licuefacción produzca gases de hidrocarburos ligeros licuados, que Ref.: 162799 típicamente comprenden principalmente metano y que frecuentemente se les denomina como gas natural licuado (GNL) . Cuando tales gases se licúan, la capacidad de la planta de licuefacción se determina principalmente por el mercado disponible para el gas, la disponibilidad de transportación hacia el mercado y similares. Consecuentemente en muchos casos es deseable aumentar la capacidad del proceso de licuefacción en etapas increméntales al ampliarse los mercados para conservar el balance con el mercado disponible. Consecuentemente, los procesos de licuefacción de hidrocarburos ligeros, a los cuales se hace referencia aquí como procesos de licuefacción de gas natural o procesos de GNL, típicamente se instalan en trenes. El término "tren" tal como aquí se emplea se refiere a una serie de recipientes capaces de, pretratar y licuar gas natural. El gas se trata de manera deseable para remover gases ácidos y agua hasta niveles muy bajos antes de cargarlos a la zona de licuefacción. El tren incluye también instalaciones de compresión para comprimir el refrigerante requerido para el recipiente de refrigeración y similar. El tren es un proceso integrado para producir una cantidad seleccionada de gas natural licuado. Previamente, la industria ha ampliado la capacidad de las plantas agregando uno o más trenes adicionales (cada uno de los cuales incluye su propio equipo de pretratamiento , equipo de licuefacción, así como instalaciones de transporte y almacenamiento de producto licuado) , según se requiera para cumplir con la demanda del mercado disponible y similar. Tales trenes se han diseñado previamente para producir cierta cantidad de producto licuado sin haberse considerado en el diseño la ampliación futura del tren.
En la figura 1, se muestra esquemáticamente una modalidad de un sistema y proceso de licuefacción de gases de hidrocarburos ligeros (tren) . El sistema y proceso, tal como se muestra, incluye un intercambiador de calor criogénico de refrigeración 15. Tal como se muestra, el refrigerante comprimido se suministra al intercambiador de calor criogénico por medio de las turbinas 31, 33, 35, y 37, las cuales están acopladas a través del eje a los compresores de refrigerante 32, 34, 36, y 38, respectivamente . Se suministra refrigerante de alta presión a los compresores 32 y 34 mediante las líneas de refrigerante de alta presión 61 y 62. Estas líneas típicamente retornan refrigerante de alta presión del intercambiador de calor criogénico 15 después de que ha servido con su propósito como refrigerante y se ha calentado hasta una condición substancialmente gaseosa. Se suministra refrigerante de alta presión al intercambiador de calor criogénico 15 a través de las líneas 63 y 64. Se suministra refrigerante de baja presión a los compresores 36 y 38 por medio de las líneas de refrigerante de baja presión 65 y 66. Estas líneas típicamente retornan refrigerante de baja presión del intercambiador de calor criogénico 15 después de que ha servido con su propósito como refrigerante y se ha calentado hasta una condición substancialmente gaseosa. Se suministra refrigerante de baja presión comprimido al intercambiador de calor criogénico 15 a través de las líneas 61 y 68. No debería atribuirse ninguna importancia a esto excepto que los refrigerantes pueden producirse de los compresores 32, 34, 36, y 38 a diferentes presiones si se desea y pasarse al intercambiador de calor criogénico 15 en diferentes puntos en el proceso de refrigeración si se desea. El mismo refrigerante o diferentes se pueden usar en los ciclos refrigerantes de alta presión y baja presión, tal como lo conocen aquellos con experiencia en la técnica. Además, un gas de hidrocarburos ligeros de entrada que ha sido tratado de manera deseada para remover gases ácidos y agua se carga al intercambiador de calor criogénico 15 a través de la línea 59. El producto gas de hidrocarburos ligeros licuado se produce a través de la línea 69. Típicamente, un gas natural u otra corriente de gas de hidrocarburos ligeros se introduce al recipiente de remoción de gases ácidos 10 a través de la línea 40. El regenerador de gases ácidos 11 se muestra en comunicación fluida con el recipiente de remoción de gases ácidos 10 a través de las líneas 41 y 42. El gas tratado se recupera típicamente del recipiente 10 a través de la línea 43. Los gases recuperados pasan a través de las líneas 44, 45, y 46 a recipientes de deshidratación designados 20, 21, y 22. Típicamente el recipiente 10 es un depurador de amina acuosa, que opera tal como es conocido por aquellos con experiencia en la técnica. La amina acuosa puede seleccionarse de materiales tales como diglicolanolamina (DGA) , dietilamina (DEA) , metildietanolamina (MDEA) , metiletilanolamina (MEA) , SULFINOL (marca comercial de Shell Oil Company) , metildietanolamina activada (aMDEA) , y combinaciones de las mismas. El dióxido de carbono se remueve típicamente hasta niveles menores que aproximadamente 60 partes por millón (ppm) mientras que el azufre se remueve típicamente hasta niveles menores que aproximadamente 4 ppm a través de recipientes tales como el recipiente de remoción de gases ácidos 10. • La operación general de tales recipientes de remoción de gases ácidos, tal como se muestra, es bien conocido por aquellos con experiencia en la técnica. Dado que cada tren ha sido típicamente construido por separado según lo requieren las demandas del mercado, es común proveer un recipiente de remoción de gases ácidos y un regenerador de gases ácidos asociado para cada tren. Esto también ha sido el caso para otros componentes de tales trenes e infraestructura asociada. Dado que el proceso de amina acuosa produce un gas que está relativamente saturado en agua y dado que el agua se congela a una temperatura mucho mayor que el metano, el cual constituye la mayor parte de la corriente de gas natural que va a licuarse, es necesario que al menos una mayor parte del agua sea removida de la corriente de gas. El gas saturado con agua tratado se recupera del recipiente de remoción de gases ácidos 10 a través de la línea 43 en donde pasa a los recipientes de deshidratación 20, 21, y 22 a través de las líneas 44, 45, y 46, respec ivamente. El agua se remueve selectivamente a través de recipientes de deshidratación 20, 21, y 22 para producir un gas desaguado en las líneas 54, 55, y 56. Entonces, el gas deshidratado de los recipientes 20, 21, y 22 se combina y pasa al intercambiador criogénico 15 a través de la línea 59. Típicamente, estos recipientes de deshidratación contienen un material de adsorción tal como un tamiz molecular, alúmina activada, o similar. Tal material es efectivo en la remoción de agua de una corriente gaseosa de entrada hasta niveles extremadamente bajos, haciendo de esta manera que la corriente gaseosa sea adecuada para licuefacción en el intercambiador de calor criogénico 15. Típicamente se colocan tres recipientes en cada tren para cumplir con los requerimientos para el gas entrante deshidratado. El proceso puede requerir también el uso de materiales de adsorción para remover otros contaminantes, tales como mercurio.
En el uso de los recipientes de deshidratación 20, 21, y 22, dos recipientes servirán generalmente para remover el agua de su corriente de gas de alimentación asociada, 44, 45, ó 46, mientras que un recipiente es regenerado por medio de gas de regeneración caliente. Tal configuración se ilustra en la figura 1 en donde los recipientes de deshidratación 20 y 21 sirven para producir corrientes de gas relativamente libres de agua 54 y 55 por la remoción de agua de las corrientes de gas de entrada 44 y 45. El recipiente de deshidratación 22, en la configuración ilustrada, es regenerado por gas de regeneración caliente en donde el gas de regeneración entra al recipiente a través de la línea 70 y sale a través de la línea 71. Todos los recipientes de deshidratación 20, 21, y 22 tienen la capacidad de operar ya sea en el modo de deshidratación o de regeneración (aunque no se muestra por simplicidad) , como se indica en la figura 1 por medio del recipiente 22 y de las corrientes de proceso 70 y 71. Típicamente se colocan tres recipientes para cumplir con los requerimientos de deshidratación del gas entrante. Los recipientes de remoción de gases ácidos se regeneran fácilmente tal como es conocido por aquellos con experiencia en la técnica por una variedad de técnicas. Una técnica comúnmente empleada es el uso de un rehervidor en el recipiente 11 para regeneración. Se contempla una amplia variedad de procesos de refrigeración dentro del alcance de la presente invención. No se reivindica ninguna novedad con respecto al tipo particular de proceso de refrigeración o recipiente usado. El proceso de la presente invención se considera que es útil con cualquier tipo de proceso de licuefacción que requiere gas de hidrocarburos ligeros como corriente de entrada. Claramente, la construcción de trenes separados de procesos de refrigeración como se discutió anteriormente resulta en gasto de capital considerable para duplicar instalaciones comunes en cada tren, tal como los recipientes de deshidratación, los recipientes de remoción de gases ácidos, y la compresión de refrigerante y equipo criogénico de licuefacción. Consecuentemente, se ha dirigido una búsqueda continua hacia el desarrollo de sistemas y métodos para reducir el gasto innecesario para estos recipientes duplicados . BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCION De conformidad con la presente invención, se ha encontrado ahora que el gasto requerido para estos recipientes puede reducirse por medio de un método para diseñar un proceso de licuefacción de gases de hidrocarburos ligeros eficiente y económico para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros en un tren inicial de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros y una o más fases opcionales de ampliación subsiguientes a ese tren de licuefacción de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso. El método comprende: a) diseñar el tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de la cantidad inicial seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros, el tren de lanzamiento incluyendo instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) diseño de al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido del tren de lanzamiento y cualquier fase de ampliación- modular subsiguiente a ese tren de lanzamiento; y c) diseño de al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido por ampliación modular, según se requiera por la adición de una o más fases de ampliación opcionales subsiguientes al tren de lanzamiento, hasta una capacidad máxima según se requiera para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, diseñándose las instalaciones de uso compartido del tren de lanzamiento en un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento tal como se construye o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases opcionales de ampliación hasta la capacidad requerida . Se ha encontrado además que se logra un mejoramiento por medio de un método para construir eficientemente y económicamente un proceso de licuefacción de gases de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros en un tren inicial de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros y una o más fases opcionales de ampliación subsiguientes a ese tren de licuefacción de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso. El método comprende: a) construcción de un tren de lanzamiento de licuefacción de gases de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de una primera cantidad seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros incluyendo instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) colocación de al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido por el tren de lanzamiento y las fases de ampliación subsiguientes opcionales ; c) construcción de al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido para ampliación modular según se requiera por la adición de fases de ampliación subsiguientes hasta la capacidad máxima requerida para licuar la cantidad máxima de gas de hidrocarburos ligeros o construcción inicial de la parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido de un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima de gas de hidrocarburos ligeros licuado para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento tal como se construye o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida. También se ha encontrado que se logra un mejoramiento por medio de un método para operar eficientemente y económicamente un proceso de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros. El proceso incluye un tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar una cantidad inicial de gas de hidrocarburos ligeros y una o más fases de ampliación subsiguientes opcionales a ese tren de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso. El método comprende: a) construir el tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de la cantidad inicial seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros, el tren de lanzamiento incluye instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gases de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) colocar al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido por el tren de lanzamiento y cualquier fase de ampliación modular opcional subsiguiente a ese tren de lanzamiento; c) construir al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido por ampliación modular, según se requiera por la adición de una o más fases de ampliación opcionales subsiguientes al tren de lanzamiento hasta la capacidad máxima según se requiera para licuar la cantidad máxima seleccionada de un gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, diseñándose las instalaciones de uso compartido del tren de lanzamiento en un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento tal como se construye o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida; y d) procesar gas de hidrocarburos ligeros en el tren de lanzamiento para producir gas de hidrocarburos ligeros licuado. En modalidades, la invención también se relaciona con un método para operar eficientemente y económicamente un proceso de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros. El proceso incluye un tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar una cantidad inicial de gas de hidrocarburos ligeros y una o más fases de ampliación subsiguientes a ese tren de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso. El método comprende: a) construir el tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de la cantidad inicial seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros, incluyendo el tren de lanzamiento instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) colocar al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido por el tren de lanzamiento y cualquier fase de ampliación modular subsiguiente a ese tren de lanzamiento; c) construir al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido por ampliación modular, según se requiera por la adición de una o más fases de ampliación subsiguientes al tren de lanzamiento hasta la capacidad máxima según se requiera para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, diseñándose las instalaciones de uso compartido del tren de lanzamiento en un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento tal como se construye o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida; d) procesar gas de hidrocarburos ligeros en el tren de lanzamiento para producir gas de hidrocarburos ligeros licuado; e) construir una o más fases de ampliación para el tren de lanzamiento para aumentar la capacidad del tren de lanzamiento según se requiera para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, siendo capaces las fases de ampliación de producir gas de hidrocarburos ligeros licuado usando las instalaciones de uso compartido en el tren de lanzamiento tal como se construye en el tren de lanzamiento o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida; y f) procesar gas de hidrocarburos ligeros para obtener gas de hidrocarburos ligeros licuado usando el tren de lanzamiento y una o más de las fases de ampliación que emplean las instalaciones de uso compartido. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1 es un diagrama esquemático de un proceso para licuar gas de hidrocarburos ligeros usando un tren de licuefacción. La figura 2 es un diagrama esquemático de una modalidad de la invención que usa una instalación de remoción de gases ácidos como una instalación de uso compartido en donde el tren de lanzamiento comprende equipo y tubería asociada ilustrados con líneas sólidas y las fases de ampliación subsiguientes (módulos) al tren de lanzamiento comprenden equipo y tubería asociada ilustrados por medio de líneas punteadas . La figura 3 es un diagrama esquemático de una modalidad de la invención que usa una instalación de deshidratación como una instalación de uso compartido en donde un tren de lanzamiento comprende equipo y tubería asociada ilustrados con líneas sólidas y las fases de ampliación subsiguientes (módulos) al tren de lanzamiento comprenden equipo y tubería asociada ilustrados por medio de líneas punteadas. La figura 4 es un diagrama esquemático de una modalidad de una instalación de licuefacción en donde un tren de lanzamiento comprende compresión de refrigerante y equipo de intercambio de calor criogénico y tubería asociada ilustrados con líneas sólidas y las fases de ampliación subsiguientes (módulos) al tren de lanzamiento comprenden compresión de refrigerante y equipo de intercambio de calor criogénico y tubería asociada ilustrados por medio de líneas punteadas. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En la descripción de las figuras, no se han mostrado por simplicidad numerosas bombas, válvulas y similares necesarios para lograr los flujos mostrados, tal como es conocido por aquellos con experiencia en la técnica. La presente invención proporciona eficiencia y economía mejorada en la operación de un proceso de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros mediante el uso de un tren de lanzamiento inicial de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros licuado usando una o más fases de ampliación modulares subsiguientes por medio de un método que comprende el diseño de tal proceso para incluir ciertas instalaciones las cuales son comunes tanto para el tren de lanzamiento inicial y las fases de ampliación subsiguientes. Tal como lo indica el término "tren de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros" o "tren" se refiere a aquellas unidades e instalaciones usadas para pretratamiento y post tratamiento de las alimentaciones de gas a la instalación de licuefacción así como a las unidades para comprimir el refrigerante y similar tal como se muestra en la figura 1. Tales instalaciones de gases ácidos pueden incluir equipo de remoción de gases ácidos, equipo de deshidratación, remoción de mercurio u otro contaminante, y compresión de refrigerante y equipo de intercambio de calor criogénico, y tubería asociada. Los recipientes para la remoción de gases ácidos y para deshidratación típicamente incluyen tanto un recipiente de absorción como un recipiente regenerador para regenerar los medios usados en el recipiente para remoción de gases ácidos o para deshidratación, respectivamente. Por ejemplo en la sección de remoción de gases ácidos se requieren un recipiente de absorción y un recipiente de regeneración. Si estas instalaciones se duplican en cada tren (como se ha practicado anteriormente en la técnica) entonces cada tren incluirá un recipiente de absorción y un recipiente regenerador. Claramente podría realizarse una economía si en el diseño y construcción del tren de lanzamiento inicial, el tren se diseñara y construyera con la inclusión de un regenerador para la amina acuosa usada en los recipientes de absorción de gases ácidos de un tamaño suficiente para acomodar recipientes de absorción adicionales según se requieran de acuerdo con las ampliaciones adicionales deseadas. De una manera que es deseable este equipo se localiza en un área la cual es igualmente accesible o al menos accesible a todo el equipo necesario de tal manera que pueden colocarse recipientes de remoción de gases ácidos adicionales para servir al tren de lanzamiento y ampliaciones adicionales y mantenerse en comunicación fluida con el recipiente regenerador para la regeneración y reciclo de la solución de amina acuosa usada para la absorción de gases ácidos. Por ejemplo, estos recipientes podrían instalarse comúnmente con el gas del cual se han removido los gases ácidos pasándose después a la instalación de licuefacción apropiada. Esto da como resultado la construcción de solo un recipiente sencillo de regeneración de amina acuosa y permite la construcción solo de un recipiente de absorción de gases ácidos adicional para cada fase de ampliación de licuefacción subsiguiente . Similarmente cuando se usan los recipientes de deshidratación típicamente se construyen tres para cada tren. Típicamente se usan dos recipientes para adsorción de agua regenerándose el tercero por medio de gases calientes que conducen hacia afuera el agua. Cuando la cantidad máxima estimada de gas que va a producirse es conocida, entonces puede colocarse conjuntamente una pluralidad de recipientes de deshidratación en un sitio común para desaguar el gas de contenido reducido de gases ácidos producido por la remoción de los gases ácidos para producir una corriente de gas de hidrocarburos líquidos ligeros desaguado teniendo un contenido reducido de gases ácidos. Es bien conocido que los tiempos de regeneración para tales recipientes es substancialmente menor que el tiempo requerido en línea para deshidratación. Las prácticas pasadas han consistido en proporcionar tres recipientes de deshidratación para cada tren de tal manera que dos recipientes están en línea mientras que el otro recipiente está siendo regenerado. Si lo recipientes se localizan en un sitio común solamente se necesita agregar un recipiente adicional durante una ampliación. El recipiente sencillo es suficiente dado que los dos recipientes que son operables en cualquier tiempo dado operarán durante un periodo suficientemente largo para proporcionar tiempo para regenerar el tercer recipiente. Cuando el tercer recipiente es regenerado el flujo de gas de uno de los otros recipientes que se ha gastado puede redirigirse al recipiente regenerado regenerándose entonces el recipiente que se ha gastado. Con el uso de los recipientes en esta forma puede usarse una pluralidad de recipientes sin la necesidad de producir un segundo recipiente para regeneración por cada recipiente de deshidratación . Estos recipientes pueden usarse en grupos en donde el número de recipientes utilizable en un grupo es igual a un número igual al tiempo de operación para cada recipiente dividido por el tiempo de regeneración para producir un número que es un número global ignorando cualquier fracción más uno. Este número define el número de recipientes que pueden usarse con un recipiente adicional para regeneración. En el caso en el que el tiempo de regeneración sea igual a un tercio del tiempo de operación entonces pueden usarse cuatro recipientes para dar servicio a tres trenes en lugar de seis recipientes los cuales normalmente se construirían de conformidad con técnicas anteriores. Similarmente pueden realizarse me oramientos en la construcción instalaciones de acoplamiento, instalaciones de almacenamiento y embarque de gas natural liquido, instalaciones de remoción de hidrocarburos C3+ y similares.
De conformidad con la presente invención estas instalaciones se producen en una forma en el primer tren de lanzamiento del cual pueden ampliarse por incrementos modulares o de un tamaño necesario para manejar la cantidad máxima de gas de hidrocarburos ligeros que se procesarán a través del proceso de licuefacción. Típicamente, tales procesos se han ampliado por la adición de trenes y como se indicó anteriormente por la duplicación de todas las instalaciones requeridas para cada tren en cada tren. De conformidad con la presente invención se usan instalaciones compartidas por el primer tren de lanzamiento de licuefacción y las fases de ampliación modular subsiguientes. El tren de licuefacción de lanzamiento inicial se diseña para dimensionar el equipo compartido de un tamaño capaz de manejar la capacidad máxima esperada por la combinación del tren de lanzamiento inicial y ampliación incremental al- agregarse fases de ampliación modular para aumentar la capacidad. Por ejemplo, menos de una cantidad total de refrigerante comprimido se puede cargar inicialmente en una ampliación modular subsiguiente. Esto permite la adición de la fase de ampliación antes de que exista un mercado para todo el gas natural licuado el cual podría producirse a través de la instalación. Esto permite también la fácil ampliación de este sistema cuando el mercado se expande para incluir una carga completa de refrigerante comprimido a otra fase de ampliación modular subsiguiente.
La figura 2 ilustra una ampliación por fases de una unidad de remoción de gases ácidos (URGA) en donde las líneas sólidas representan un tren de lanzamiento (nuevo o existente) y las líneas punteadas representan equipo de ampliación futura opcional y tubería asociada requerido para una ampliación de una o dos fases. Tal como se ilustró anteriormente en la figura 1, cada tren contiene típicamente un recipiente de remoción de gases ácidos 10 y un regenerador de gases ácidos 11. De conformidad con la presente invención, es deseable que las instalaciones requeridas para remoción de gases ácidos para el tren de lanzamiento inicial y ampliaciones subsiguientes se dispongan en un área común, o al menos en comunicación fluida razonable en un esfuerzo por reducir el gasto de capital y mejorar la distribución global de la planta. Por ejemplo, si se desea aumentar la capacidad de la planta, pueden instalarse el recipiente de remoción de gases ácidos 110 y el regenerador de gases ácidos 111 junto con tubería asociada, aumentando por lo tanto la capacidad de la URGA original. Una ampliación adicional del tren podría obtenerse por medio de la adición del recipiente de remoción de gases ácidos 210 y el regenerador de gases ácidos 211 junto con tubería asociada. Dependiendo de las condiciones y parámetros de operación de la planta, la necesidad por múltiples regeneradores de gases ácidos podría eliminarse usando un regenerador de gases ácidos, lo cual podría reducir adicionalmente el gasto de capital y el espacio (inmuebles) requerido por ampliaciones completas del tren previamente conocidas en la técnica. Aunque no se muestra en la figura 2, y dependiendo de la cantidad de gas ácido en el gas de alimentación de hidrocarburos ligeros, opcionalmente el regenerador de gases ácidos 11 puede dimensionarse de tal manera que puede manejar todos los requerimientos de regeneración para futuras ampliaciones, eliminando así la necesidad por los regeneradores de gases ácidos 111 y 211. Después de la implementación de las dos ampliaciones mostradas en la figura 2, están disponibles tres recipientes de remoción de gases ácidos 10, 110, y 210 para uso en la remoción de gases ácidos de las corrientes de gas de entrada, los cuales se cargan a través de la línea 40' (cuarenta prima) . El gas de entrada puede pasar a través de las líneas 40, 140, y 240 a cualquiera o a todos los recipientes de remoción de gases ácidos 10, 110, y 210. Los recipientes de remoción de gases ácidos mostrados pueden emplear soluciones de amina acuosa, tal como generalmente se conocen en la técnica, y operar como se discutió en relación con la figura 1. Las corrientes gaseosas que han reducido su contenido de gases ácidos se recuperan a través de las líneas 43, 143, y 243 en donde se combinan para crear la corriente 43' (cuarenta y tres prima) , la cual continúa entonces a través del resto del proceso.
Es deseable que a una pluralidad de ampliaciones de trenes les dé servicio la instalación de remoción de gases ácidos mostrada en la figura 2. Tal como se muestra, la instalación podría atender las necesidades de remoción de gases ácidos para el tren de lanzamiento y ampliaciones adicionales teniendo lugar la regeneración en tres recipientes de regeneración 11, 111, y 211, o un recipiente de regeneración apropiadamente dimensionado como se mencionó anteriormente. La amina fresca es producida a través de las líneas 42, 142, y 242 y pasa a la porción superior de los recipientes 10, 110, y 210, respectivamente. La amina gastada pasa a través de las líneas 41, 141, y 241 a los recipientes 11, 111, y 211 para completar el ciclo. Si se desea diseñar y operar solo un recipiente de regeneración de gases ácidos, la amina fresca del recipiente de regeneración de gases ácidos, transportada por una línea principal (no mostrada por simplicidad) que sale de la parte inferior del recipiente de regeneración, podría distribuirse apropiadamente a través de las líneas 42, 142, y 242. Similarmente , la amina gastada podría abandonar los recipientes de remoción 10, 110, y 210 a través de las líneas 41, 141, y 241 y combinarse en una línea principal (tampoco se muestra) que entra a la parte superior del recipiente sencillo de regeneración de gases ácidos. En cualquier modalidad, una solución de amina acuosa regenerada se provee en la parte superior de cada recipiente de manera continua recuperándose solución de amina gastada de la parte inferior del recipiente y regresándose a regeneración. Si se usara un solo recipiente de regeneración, el recipiente debe dimensionarse para proveer suficiente amina acuosa regenerada fresca para remover los compuestos de gases ácidos de la corriente gaseosa cargada a los recipientes de remoción de gases ácidos en operación 10, 110, y 210. El dimensionamiento de un recipiente de regeneración supone un pequeño gasto adicional para proveer suficiente capacidad de regeneración para proporcionar suficiente amina regenerada para dar servicio a la totalidad de los cuatro recipientes. Por lo tanto, pueden realizarse ampliaciones adicionales simplemente agregando un solo recipiente de contacto de remoción de gases ácidos. Siempre que exista una capacidad de regeneración significativa, la ganancia en la capacidad de procesamiento de gas se obtiene a un costo de capital considerablemente reducido en virtud de requerir solo la adición de un recipiente sencillo de remoción de gases ácidos en lugar de un recipiente de remoción de gases ácidos y un recipiente de regeneración. En una modalidad preferida mostrada en la figura 3, se ha mostrado un arreglo de recipientes adecuado para uso en la deshidratación de una corriente de gas de hidrocarburos ligeros, en donde las líneas sólidas representan un tren de lanzamiento (nuevo o existente) y las líneas punteadas representan equipo de ampliación posible y tubería asociada requerida para una o dos ampliaciones de fase. Una corriente de gas de entrada es recibida a través de la línea 43' (cuarenta y tres prima) y puede pasarse a los recipientes de deshidratación 20, 21, 22, 120, y 220 que no están en el modo de regeneración a través de las líneas 44, 45, 46, 47, y 48, respectivamente. Las corrientes de producto, virtualmente libres de agua, se recuperan a través de las líneas de proceso 54, 55, 56, 57, y 58, respectivamente. Cada recipiente puede diseñarse para operación en el modo ya sea de deshidratación o de regeneración, lo cual no se ha mostrado completamente por simplicidad. Por ejemplo, tal como se muestra en la figura 3 por medio de líneas sólidas, los recipientes 20 y 21 están en el modo de deshidratación mientras que el recipiente 22 está en el modo de regeneración en donde un gas de extracción es introducido al recipiente 22 a través de la línea 70 y sale a través de la línea 71. Aunque no se ilustra en la figura 3, cada recipiente está diseñado con válvulas apropiadas y tubería de tal manera que todos los recipientes de deshidratación pueden operar en el modo ya sea de deshidratación o de regeneración, como se ilustró por medio del ejemplo anterior. En la modalidad preferida mostrada en la figura 4, se ha mostrado un areglo de intercambiadores de calor criogénicos y compresores, turbinas, y tubería asociados adecuados para la licuefacción de un gas de hidrocarburos ligeros en donde las líneas sólidas representan un tren de lanzamiento (nuevo o existente) y las líneas punteadas representan equipo de ampliación posible y tubería asociada requeridos para una ampliación modular de una o dos fases. Una corriente de gas que ha sido tratada en la URGA y deshidratada es recibida por medio de la línea de proceso 59' (cincuenta y nueva prima) y puede distribuirse al intercambiador de calor criogénico 15, 115, y 215 a través de las líneas 59, 159, y 259, respectivamente . Tal como se muestra, un refrigerante comprimido es suministrado a los intercambiadores de calor criogénicos 15, 115, y 215 por medio de las turbinas 31, 33, 35, 37, 131, 135, 231, y 235, respectivamente, las cuales están acopladas a través de un eje a los compresores de refrigerante 32, 34, 36, 38, 132, 136, 232, y 236, respectivamente. El refrigerante de alta presión se suministra a los compresores 32, 34, 132, y 232 por medio de las líneas de refrigerante de alta presión 61, 62, 162, y 262. Estas líneas típicamente regresan refrigerante de alta presión de los intercambiadores de calor criogénicos 15, 115, y 215 después de que han servido con su propósito como refrigerante y se han calentado hasta una condición substancialmente gaseosa. Se suministra refrigerante de alta presión comprimido a los intercambiadores de calor criogénicos 15, 115, y 215 a través de las líneas 63, 64, 163, y 263. El refrigerante de baja presión se suministra a los compresores 36, 38, 136, y 236 por medio de las líneas de refrigerante de baja presión 65, 66, 166, y 266. Estas líneas regresan típicamente refrigerante de baja presión de los intercambiadores de calor criogénicos 15, 115, y 215 después de que han servido con su propósito como refrigerante y se han calentado hasta una condición substancialmente gaseosa. El refrigerante de baja presión comprimido se suministra a los intercambiadores de calor criogénicos 15, 115, y 215 a través de las líneas 67, 68, 167, y 267. No deberá atribuirse ninguna importancia a esto excepto que los refrigerantes pueden producirse de los compresores 32, 34, 36, 38, 132, 136, 232, y 236 a diferentes presiones si se desea y pasar a los intercambiadores de calor criogénicos 15, 115, 215 en diferentes puntos en el proceso de refrigeración si se desea y según sea apropiado. Puede usarse el mismo refrigerante o diferentes en los ciclos de refrigerante de alta presión y de baja presión. Aunque no se muestra en la figura 4, típicamente se emplea equipo de remoción de mercurio o de otros contaminantes en un proceso de licuefacción de hidrocarburos ligeros. Para la remoción de mercurio, existen dos métodos para lograr la tarea, un sistema no regenerativo y un sistema regenerativo. En el sistema no regenerativo, se atrapa mercurio elemental en la fase gas, por medio de material captador de mercurio tal como azufre, el cual fija el mercurio volátil en forma de sulfuro de mercurio no volátil (HgS) . Más comúnmente, un carbón activado es tratado químicamente o impregnado con un compuesto fijador de mercurio tal como azufre. El mercurio es adsorbido químicamente sobre carbón no regenerat ivo , el cual debe reemplazarse periódicamente. En el sistema regenerativo , el mercurio elemental en la fase gas es atrapado por material captador de mercurio tal como plata. La plata se soporta en alúmina o zeolita (tamiz molecular), u otro soporte inerte. Este material es colocado en la unidad del tamiz molecular y el mercurio es desorbido durante el ciclo de regeneración. De conformidad con la presente invención, se ha mostrado un sistema y método mejorado para producir gas natural para el proceso de refrigeración que ha sido tratado por remoción de gases ácidos y deshidratación comprendiendo un tren de lanzamiento y múltiples ampliaciones de fase. Aquellos con experiencia en la técnica apreciarán fácilmente que, al revisar las figuras 2 a la 4, pueden obtenerse ahorros en términos de espacio (inmuebles) y gasto de capital a través de la ampliación medular de conformidad con la invención. De conformidad con la presente invención se ha logrado una eficiencia y economía mejorada por la inclusión de un tren de lanzamiento de instalaciones compartidas de un proceso de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros el cual puede ser usado por ampliaciones subsiguientes ya sea por el uso de módulos o por el uso de instalaciones compartidas las cuales se diseñan para la capacidad máxima deseada de gas de hidrocarburos ligeros que va a procesarse inicialmente en el proceso de licuefacción. Esto da como resultado ahorros substanciales en la operación global del proceso a la capacidad máxima y prevé una gran facilidad de ampliar incrementalmente el proceso. Por ejemplo, en el tratamiento de corrientes de gas de hidrocarburos ligeros puede lograrse una economía mejorada tal como se discutió por la adición de una sección de regeneración la cual es de un tamaño adecuado para regenerar la amina acuosa para todos los recipientes de remoción de gases ácidos los cuales se contemplan a la máxima capacidad del proceso comprendiendo todos los trenes combinados. Aunque esta capacidad no pueda lograrse durante muchos años el costo agregado de un recipiente mayor es relativamente menor comparado con los ahorros comparando el uso de un segundo recipiente de regeneración y un segundo recipiente de remoción de gases ácidos para cada tren. Similarmente el uso de los recipientes de deshidratación como se discutió anteriormente ha resultado en ahorros substanciales. Por ejemplo, aún cuando solo se usan dos recipientes inicialmente la adición de un tercer recipiente para la operación en esta forma permite la adición de un segundo tren pero con la adición de solo un recipiente de deshidratación sencillo en lugar del par de recipientes de deshidratación usualmente requeridos. Además como se indica en las figuras 2-4 en el caso de que se requiera menos de una instalación de licuefacción completa para el incremento deseado en la capacidad la instalación de licuefacción agregada puede agregarse con un flujo de gas de hidrocarburos ligeros reducido con una cantidad reducida de refrigerante comprimido para producir una corriente de gas de hidrocarburos ligeros licuado en una cantidad adecuada para cumplir con la demanda actual. Similarmente las instalaciones de acoplamiento, carreteras de acceso, instalaciones de remoción de hidrocarburos C3+ y similares pueden todos diseñarse para ampliación modular o de un tamaño para acomodar inicialmente el tamaño de planta máximo con la eficiencia resultante en la ampliación del proceso cuando sea requerido y economías logradas por la reducción en la duplicación de equipo. Aunque la presente invención se ha descrito haciendo referencia a sus modalidades preferidas, se destaca que las modalidades descritas son ilustrativas en lugar de limitantes en naturaleza y que son posibles muchas variaciones y modificaciones dentro del alcance de la presente invención. Muchas de tales variaciones y modificaciones pueden considerarse obvias y deseables por aquellos con experiencia en la técnica con base en una revisión de la descripción anterior de las modalidades preferidas. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (23)

  1. REIVINDICACIONES
  2. Habiéndose descrito la invención como antecede se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones: 1. Un método para operar eficientemente y económicamente un proceso de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros, el proceso incluye un tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar una cantidad inicial de gas de hidrocarburos ligeros y una o más fases de ampliación opcionales subsiguientes a ese tren de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, caracterizado porque el método comprende: a) construir el tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de la cantidad inicial seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros, incluyendo el tren de lanzamiento instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) colocar al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido por el tren de lanzamiento y cualquier fase de ampliación modular subsiguiente opcional a ese tren de lanzamiento; c) construir al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido por ampliación modular, según se requiera por la adición de una o más fases de ampliación opcionales subsiguientes al tren de lanzamiento hasta la capacidad máxima según se requiera para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, diseñándose las instalaciones de uso compartido del tren de lanzamiento en un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento tal como se construye o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación opcionales hasta la capacidad requerida; y d) procesar gas de hidrocarburos ligeros en el tren de lanzamiento para producir gas de hidrocarburos ligeros licuado; 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque adicionalmente comprende las siguientes etapas: e) construir una o más fases de ampliación al tren de lanzamiento para aumentar la capacidad del tren de lanzamiento según se requiera para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, siendo capaces las fases de ampliación de producir gas de hidrocarburos ligeros licuado mediante el uso de las instalaciones de uso compartido en el tren de lanzamiento tal como se construye en el tren de lanzamiento o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida; y f) procesar gas de hidrocarburos ligeros para obtener gas de hidrocarburos ligeros licuado usando el tren de lanzamiento y una o más de las fases de ampliación que emplean las instalaciones de uso compartido.
  3. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de remoción de gases ácidos.
  4. 4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de remoción de mercurio.
  5. 5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de deshidratación .
  6. 6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de compresión de refrigerante y equipo de intercambio de calor criogénico.
  7. 7. Un método para operar eficientemente y económicamente un proceso de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros, incluyendo el proceso un tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar una cantidad inicial de gas de hidrocarburos ligeros y una o más fases de ampliación subsiguientes a ese tren de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, caracterizado porque el método comprende: a) construir el tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de la cantidad inicial seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros, incluyendo el tren de lanzamiento instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) colocar al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido por el. tren de lanzamiento y cualquier fase de ampliación modular subsiguiente a ese tren de lanzamiento; c) construir al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido por ampliación modular, según se requiera por la adición de una o más fases de ampliación subsiguientes al tren de lanzamiento, hasta la capacidad máxima según se requiera para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, diseñándose las instalaciones de uso compartido del tren de lanzamiento en un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento tal como se construye o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida; d) procesar gas de hidrocarburos ligeros en el tren de lanzamiento para producir gas de hidrocarburos ligeros licuado; e) construir una o más fases de ampliación para el tren de lanzamiento para aumentar la capacidad del tren de lanzamiento según se requiera para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, siendo capaces las fases de ampliación de producir gas de hidrocarburos ligeros licuado mediante el uso de instalaciones de uso compartido en el tren de lanzamiento tal como se construye en el tren de lanzamiento o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida; y f) procesar gas de hidrocarburos ligeros para obtener gas de hidrocarburos ligeros licuado usando el tren de lanzamiento y una o más de las fases de ampliación que emplean las instalaciones de uso compartido.
  8. 8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen instalaciones de remoción de gases ácidos.
  9. 9. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen instalaciones de remoción de mercurio.
  10. 10. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen instalaciones de deshidratación .
  11. 11. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de compresión de refrigerante e instalaciones de licuefacción criogénica.
  12. 12. Un método para diseñar un proceso de licuefacción de gases de hidrocarburos ligeros eficiente y económico para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros en un tren de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros de lanzamiento inicial y una o más fases opcionales de ampliación subsiguientes a ese tren de licuefacción de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, caracterizado porque el método comprende: a) diseñar el tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de la cantidad inicial seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros, incluyendo el tren de lanzamiento instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) diseñar al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido del tren de lanzamiento y cualquier fase de ampliación modular opcional subsiguiente a ese tren de lanzamiento; y c) diseñar al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido por ampliación modular, según se requiera por la adición de una o más fases de ampliación opcionales subsiguientes al tren de lanzamiento, hasta una capacidad máxima según se requiera para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, diseñándose las instalaciones de uso compartido del tren de lanzamiento en un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento como se construye o como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases opcionales de ampliación hasta la capacidad requerida.
  13. 13. El método de conformidad con la reivindicación 12 caracterizado porque adicionalmente comprende las etapas de: d) diseñar una o más fases de ampliación para el tren de lanzamiento para aumentar la capacidad del tren de lanzamiento según se requiera para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, siendo las fases de ampliación capaces de producir gas de hidrocarburos ligeros licuado usando las instalaciones de uso compartido en el tren de lanzamiento tal como se construye en el tren de lanzamiento o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación a la capacidad requerida.
  14. 14. El método de conformidad con la reivindicación 12 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de remoción de gases ácidos.
  15. 15. El método de conformidad con la reivindicación 12 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de remoción de mercurio.
  16. 16. El método de conformidad con la reivindicación 12 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de deshidratación .
  17. 17. El método de conformidad con la reivindicación 12 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de compresión de refrigerante y equipo de intercambio de calor criogénico.
  18. 18. Un método para construir eficientemente y económicamente un proceso de licuefacción de gases de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros en un tren de lanzamiento inicial de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros y una o más fases opcionales de ampliación subsiguientes a ese tren de licuefacción de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, caracterizado porque el método comprende: a) construir el tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de una primera cantidad seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros incluyendo instalaciones para el pretratamiento de gas de hidrocarburos ligeros para remover gases ácidos y agua, compresión de refrigerante, intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros, y almacenamiento y embarque del producto gas de hidrocarburos ligeros licuado; b) colocar al menos una parte de las instalaciones en el tren de lanzamiento para uso compartido del tren de lanzamiento y cualquier fase de ampliación opcional subsiguiente ; c) construir al menos una parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido para ampliación modular, según se requiera por la adición de fases de ampliación subsiguientes, hasta la capacidad máxima requerida para licuar la cantidad máxima de gas de hidrocarburos ligeros o construyendo inicialmente la parte de las instalaciones del tren de lanzamiento para uso compartido de un tamaño suficiente para licuar la cantidad máxima de gas de hidrocarburos ligeros licuado para el proceso ya sea en el tren de lanzamiento como se construye o como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida.
  19. 19. El método de conformidad con la reivindicación 18 caracterizado porque adicionalmente comprende las etapas de: d) construir una o más fases de ampliación para el tren de lanzamiento para aumentar la capacidad del tren de lanzamiento según se requiera para licuar cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros hasta la cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso, siendo las fases de ampliación capaces de producir gas de hidrocarburos ligeros licuado usando las instalaciones de uso compartido en el tren de lanzamiento tal como se construye en el tren de lanzamiento o tal como se construye en el tren de lanzamiento y ampliado en una o más de las fases de ampliación hasta la capacidad requerida.
  20. 20. El método de conformidad con la reivindicación 18 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de remoción de gases ácidos.
  21. 21. El método de conformidad con la reivindicación 18 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de remoción de mercurio.
  22. 22. El método de conformidad con la reivindicación 18 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de deshidratacion.
  23. 23. El método de conformidad con la reivindicación 18 caracterizado porque las instalaciones de uso compartido incluyen equipo de compresión de refrigerante y equipo de intercambio de calor criogénico. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Se describen métodos para diseñar, construir, u operar eficientemente y económicamente un proceso de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para la licuefacción de cantidades seleccionadas de gas de hidrocarburos ligeros. El método incluye un tren de lanzamiento de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros (15) para licuar una cantidad inicial de gas de hidrocarburos ligeros (59) y una o más fases subsiguientes opcionales de ampliación modular (115, 215) a ese tren de licuefacción de gas de hidrocarburos ligeros para licuar cantidades seleccionadas adicionales de gas de hidrocarburos ligeros (159, 259) hasta una cantidad máxima seleccionada de gas de hidrocarburos ligeros para el proceso. El tren de lanzamiento incluye instalaciones, tales como instalaciones de pretratamiento de gas de alimentación de hidrocarburos ligeros, instalaciones de compresión de refrigerante, instalaciones de intercambio de calor criogénico, servicios de acceso, otro equipo de licuefacción, e instalaciones de almacenamiento y embarque de producto licuado. Al menos una parte de estas instalaciones se emplean como instalaciones de uso compartido. El uso de tales instalaciones de uso compartido permite construir la fase de ampliación subsiguiente o módulos para aumentar la capacidad global de la planta, cuyos módulos pueden construirse para aumentar la capacidad global de la planta lo cual puede reducir los costos de capital y el espacio necesario en relación con métodos anteriores para el diseño, construcción, u operación de un proceso de licuefacción de hidrocarburos ligeros el cual involucra la construcción de un tren de licuefacción completo y todos sus componentes asociados y equipo relacionado.
MXPA05003330A 2002-09-30 2003-09-30 Proceso modular de gas natural licuado. MXPA05003330A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US41480602P 2002-09-30 2002-09-30
PCT/US2003/031252 WO2004031670A1 (en) 2002-09-30 2003-09-30 Modular lng process

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MXPA05003330A true MXPA05003330A (es) 2005-07-05

Family

ID=41615003

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MXPA05003330A MXPA05003330A (es) 2002-09-30 2003-09-30 Proceso modular de gas natural licuado.

Country Status (11)

Country Link
US (2) US7047764B2 (es)
EP (1) EP1549893A1 (es)
JP (2) JP2006501434A (es)
CN (1) CN100455960C (es)
AU (1) AU2003275396C1 (es)
BR (1) BR0306494A (es)
CA (1) CA2499578C (es)
EG (1) EG24009A (es)
MX (1) MXPA05003330A (es)
NO (1) NO20052110L (es)
WO (1) WO2004031670A1 (es)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7074322B2 (en) 2002-09-30 2006-07-11 Bp Corporation North America Inc. System and method for liquefying variable selected quantities of light hydrocarbon gas with a plurality of light hydrocarbon gas liquefaction trains
CN100455960C (zh) * 2002-09-30 2009-01-28 Bp北美公司 模块化lng过程
EP1782008A4 (en) * 2004-06-18 2018-06-20 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable capacity liquefied natural gas plant
BRPI0608158A2 (pt) * 2005-02-17 2010-11-09 Shell Int Research instalação para a liquefação de gás natural, e, método para a liquefação de uma corrente de gás natural
US20070181210A1 (en) * 2006-02-08 2007-08-09 Mckitish Stephen J Modular cryogenic liquid storage systems
EP2104824A2 (en) * 2006-10-23 2009-09-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling hydrocarbon streams
EP2082178B1 (en) * 2006-11-14 2018-08-29 Shell International Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US8591199B2 (en) * 2007-01-11 2013-11-26 Conocophillips Company Multi-stage compressor/driver system and method of operation
US8454727B2 (en) 2010-05-28 2013-06-04 Uop Llc Treatment of natural gas feeds
US8388732B2 (en) 2010-06-25 2013-03-05 Uop Llc Integrated membrane and adsorption system for carbon dioxide removal from natural gas
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
CA2805087C (en) 2010-07-30 2017-02-28 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for using multiple cryogenic hydraulic turbines
SG10201603906VA (en) * 2012-09-07 2016-07-28 Chevron Usa Inc Process, Method, And System For Removing Heavy Metals From Fluids
EP3014077B1 (en) 2013-06-28 2018-01-17 Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation Axial flow expander
JP6483106B2 (ja) 2013-06-28 2019-03-13 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 軸流膨張機を利用するシステム及び方法
CA2888026A1 (en) * 2013-09-21 2015-03-26 Woodside Energy Technologies Pty Ltd Expandable lng processing plant
KR101475004B1 (ko) * 2013-10-11 2014-12-22 삼성중공업 주식회사 육상 인프라를 이용한 lng 처리시스템
JP6415989B2 (ja) * 2015-01-05 2018-10-31 三菱重工サーマルシステムズ株式会社 液化ガス用冷却装置
US10563914B2 (en) * 2015-08-06 2020-02-18 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Methods and systems for integration of industrial site efficiency losses to produce LNG and/or LIN
US20230266059A1 (en) * 2017-05-12 2023-08-24 Samsung Heavy Ind. Co., Ltd Natural gas liquefaction apparatus

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3161492A (en) * 1961-08-25 1964-12-15 Hydrocarbon Research Inc Mobile gas liquefaction platform
JP3393675B2 (ja) * 1993-04-27 2003-04-07 大阪瓦斯株式会社 都市ガスの液化気化装置およびその運転方法
KR100242982B1 (ko) * 1996-10-17 2000-02-01 김영환 반도체 장비의 가스 공급 장치
US6168768B1 (en) * 1998-01-23 2001-01-02 Exxon Research And Engineering Company Production of low sulfer syngas from natural gas with C4+/C5+ hydrocarbon recovery
US5896755A (en) * 1998-07-10 1999-04-27 Praxair Technology, Inc. Cryogenic rectification system with modular cold boxes
TW421704B (en) * 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
US6176046B1 (en) * 1998-11-24 2001-01-23 Northstar Industries, Inc. Portable, pre-manufactured, modular natural gas delivery stations
US6220052B1 (en) * 1999-08-17 2001-04-24 Liberty Fuels, Inc. Apparatus and method for liquefying natural gas for vehicular use
CN1095496C (zh) * 1999-10-15 2002-12-04 余庆发 液化天然气的生产方法
EG23193A (en) * 2000-04-25 2001-07-31 Shell Int Research Controlling the production of a liquefied natural gas product stream.
JP4253107B2 (ja) * 2000-08-24 2009-04-08 キヤノンアネルバ株式会社 基板処理装置及びその増設方法
US6658892B2 (en) 2002-01-30 2003-12-09 Exxonmobil Upstream Research Company Processes and systems for liquefying natural gas
US6647744B2 (en) * 2002-01-30 2003-11-18 Exxonmobil Upstream Research Company Processes and systems for liquefying natural gas
CN100455960C (zh) * 2002-09-30 2009-01-28 Bp北美公司 模块化lng过程
US7074322B2 (en) * 2002-09-30 2006-07-11 Bp Corporation North America Inc. System and method for liquefying variable selected quantities of light hydrocarbon gas with a plurality of light hydrocarbon gas liquefaction trains

Also Published As

Publication number Publication date
JP2006501434A (ja) 2006-01-12
AU2003275396B2 (en) 2008-02-28
US7047764B2 (en) 2006-05-23
AU2003275396C1 (en) 2010-12-23
CN1685190A (zh) 2005-10-19
CN100455960C (zh) 2009-01-28
NO20052110L (no) 2005-06-28
JP2011094145A (ja) 2011-05-12
US20060112726A1 (en) 2006-06-01
US20040118153A1 (en) 2004-06-24
EG24009A (en) 2008-03-19
BR0306494A (pt) 2004-10-13
US7251956B2 (en) 2007-08-07
WO2004031670A1 (en) 2004-04-15
CA2499578C (en) 2012-03-13
AU2003275396A1 (en) 2004-04-23
CA2499578A1 (en) 2004-04-15
NO20052110D0 (no) 2005-04-29
EP1549893A1 (en) 2005-07-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7251956B2 (en) Modular LNG process
US3894856A (en) Liquefaction of natural gas with product used as adsorber
CN1969161B (zh) 半闭环法
US20150233634A1 (en) Systems and methods for producing cng and ngls from raw natural gas, flare gas, stranded gas, and/or associated gas
USRE39826E1 (en) Comprehensive natural gas processing
US6631626B1 (en) Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
BG64011B1 (bg) Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане
AU2005264908B2 (en) Scalable capacity liquefied natural gas plant
RU2272228C1 (ru) Универсальный способ разделения и сжижения газа (варианты) и устройство для его осуществления
US7678349B2 (en) System for liquefying light hydrocarbon gas with a plurality of light hydrocarbon gas liquefaction trains
US8585804B2 (en) Natural gas liquids recovery device and method
US11255487B2 (en) Floating liquefied natural gas pretreatment system
CN102438726B (zh) 处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备
CN104833175A (zh) 一种flng/flpg油气预处理及液化方法
WO2019118673A1 (en) Process integration for natural gas liquid recovery
AU2008202359B2 (en) Modular lng process
Amin et al. The Cryocell: an advanced gas sweetening technology
AU2011244945A1 (en) Modular LNG process
Berger et al. LNG BASELOAD PLANT IN XINJIANG, CHINA-COMMERCIALISATION OF REMOTE GAS RESOURCES FOR AN ECO-RESPONSIBLE FUTURE
JP2006175324A (ja) 脱水装置の再生方法および再生装置
MXPA99011347A (es) Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration