NO165890B - Fremgangsmaate ved selektiv separasjon av oljefraksjoner. - Google Patents
Fremgangsmaate ved selektiv separasjon av oljefraksjoner. Download PDFInfo
- Publication number
- NO165890B NO165890B NO852492A NO852492A NO165890B NO 165890 B NO165890 B NO 165890B NO 852492 A NO852492 A NO 852492A NO 852492 A NO852492 A NO 852492A NO 165890 B NO165890 B NO 165890B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- expansion
- turbine
- gas
- compressor
- condensate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 6
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D1/00—Evaporating
- B01D1/28—Evaporating with vapour compression
- B01D1/2884—Multiple effect compression
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D1/00—Evaporating
- B01D1/28—Evaporating with vapour compression
- B01D1/2881—Compression specifications (e.g. pressure, temperature, processes)
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/06—Flash distillation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Coupling Device And Connection With Printed Circuit (AREA)
- Multi-Conductor Connections (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for selektiv separasjon av gass- og væskefraksjoner fra reservoar eller andre hydrokarbon-gass/væskeblandinger ved ekspansjon i ekspansj onsturbiner.
En lignende prosess er kjent fra US patent nr. 4.155.729. Ifølge dette patent kjøles gass fra brønnhodet i varmevekslere og derved reduseres trykket før det ekspanderes i første trinn. Kjølingen utføres med en kjølevæske, f.eks. freon, som fordamper og må komprimeres på nytt ved elektrisk drevne kompressorer.
Med brønnhoder på havbunnen må energien for disse frembringes
på stedet på en plattform eller et oljeutvinningsfartøy,
hvilket krever dieselmaskiner og brennstoff-forbruk.
Oppfinnelsen tilstreber å spare total kompresjonskraft, unngå ytterligere kjøling under andre ekspansjonstrinn og redusere apparatur (vekt og overflate) samt brennstoff ved å gjøre maksimal bruk av den foreliggende trykkenergi i reser-voaret.
Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved at gassen føres gjennom en knockout-beholder uten utvendig kjøling til en første ekspansjonsturbin og etter kondensatseparasjon føres dampen til en andre ekspansjonsturbin, fra denne føres den til en første kompressor, plassert på og drevet av akselen til den andre turbin og føres etter kompresjon til en andre kompressor anordnet på og drevet av akselen til den første turbin.
Den ønskede hydrokarbonspaltning av reservoarvæsken i gass-og væskefraksjoner kan oppnås ved at selektiv kondensat- og gass-separasjon oppnås etter det første ekspansjonstrinn eller de første trinn gjennom flash-fordampning og avkjøling.
Det er også mulig at ytterligere selektiv hydrokarbon-separasjon oppnås etter det første ekspansjonstrinn eller trinnene gjennom et rektifiserings-nykokingstrinn. Derved oppnås mer kondensat etter ekspansjonsfasen som videre i betydelig grad inneholder mer av de tunge hydrokarbonbestand-deler og derved er renere. I tillegg kreves ved denne alterna-tive utførelsesform mindre kompresjonskraft for å føre den lette hydrokarbongass tilbake til prosessens gassrekompresjons-del.
Oppfinnelsen skal forklares nærmere under henvisning til de vedlagte tegninger, hvor det i fig. 1 vises et prosessdiagram for en første utførelsesform
av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, og i
fig. 2 prosessdiagrammet for en andre utførelsesform ifølge
oppfinnelsen.
Ifølge fig.l føres reservoarvæske gjennom en knockout-beholder direkte fra brønnhodet ved et trykk på f.eks. 22289 kPa gjennom det skjematisk viste brønnhode 1 og reduseres i trykk til ca. 10.886 kPa gjennom brønnhode-spjeldventilen 2. Kondensat skilles fra gassen i innløpsgass-vaskeren 3 og tas til en konsensatseparator 4. Gass fra innløpsgass-vaskeren 3 føres til den første ekspansjonsturbin 5, og denne gass/damp ekspanderes der fra 10886 til ca. 5890 kPa.
Energi dannet av denne turbin absorberes i nærvær av en kompressor 6 anordnet på og drevet av ekspansjonsturbinen 5. Væske kondensert i ekspansjonsturbinen (ca. 3 vekt%) skilles fra i en tank 7. Væske tas ut fra tanken og føres til kondensat i separatoren 4. Damp separert i tanken 7 kombinderes med damp fra stabiliseringsdelen av kondensatseparatoren 4, hvoretter den kombinerte strøm kjøles og kondenseres partielt ved varmeveksel mot kjølevann i veksleren 8. Væske kondensert i varmeveksleren 8 fjernes i en tank 9 og den fra-skilte damp kjøles videre i to parallelle vekslere 10 og 11 til ca. -6°C. Kondensatet fra tanken 9 føres igjen til kondensatseparatoren 4. For å unngå is- og hydrat-dannelse ved den lave temperatur, injiseres glykol i sprøyteringer plassert over rørfoliene på begge vekslere 10, 11 (bare tilførselsledning 12 for glykol er vist).
Alternativt kan molekylsikter eller metanolsystemer brukes for å oppnå den ønskede dehydratiseringsgrad. I visse tilfeller er molekylsiktprinsippet langt mer effektivt enn metanol eller glykol ettersom det eliminerer: 1. Glykol og/eller metanol-sammensetnings og lagrings-utstyr. 2. Forenkler regenereringsutstyr og reduserer derved vedlikeholdsbehov.
3. Reduserer betydelig plassbehov.
4. Utnytter spillvarme-energi for regenerering.
Flytende hydrokarboner kondenseres i disse to vekslere og glykolen fjernes fra dampen i en tank 13 og den separerte damp ekspanderes i den andre ekspansjonsturbinen 14, f.eks. fra 5720 til 2895 kPa. Energi frembragt av ekspansjonsturbinen absorberes i kompressoren 15, montert på utløpsakselen av turbinen 14 og drives av denne. Væske som er kondensert i ekspansjonsturbinen (ca. 10 vekt%) fjernes fra dampen i en tank 16 og pumpes av pumpen 17 sammen med flytende hydrokarboner fra tanken 13 og oppvarmes i varmeveksleren 11 ved å kjøle en del av tilførsels-strømmen. Damp fra tanken 16 komprimeres i to trinn av den første kompressor 15 og den annen kompressor 6 opp til ca. 5408 kPa og transporteres deretter til injeksjonskompressorer (ikke vist). En mellomkjøler 18 er anordnet mellom henholdsvis den første og andre kompressor 15 og 6.
Fordeler ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er:
Betydelig reduksjon i lav og middels kompresjonskraft ved
å utnytte energi fra ekspansjonsturbinen. I et spesielt tilfelle spares over 30%, hvilket kommer opp i 4000 hp.
Unngåelse av utvendig kjølesystem ved å utnytte det andre ekspansjonstrinn til å gi den nødvendige kjøling. I et .spesielt tilfelle spares 6200 hp mekanisk kjøling. Fyringsgass-besparelse ved å utnytte turbo-ekspander utvunnet energi istedenfor tilføring av ytterligere kompresjons-energi som krever betydelige mengder fyringsgass. I et spesielt tilfelle ble gassbesparelser over 0,11 x IO<6> m<3> pr. dag oppnådd.
Vedlikehold av ekspansjonsturbin-kompressorkjeder er ytterst enkle sammenlignet med vanlige kjølekompressorer. De roterende deler er meget lette og den sentrale bærende hodedel med både turbin og kompressor-rotorer festet kan lett tas fra hverandre for inspeksjon eller reparasjon. Den roterende hodeenhet kan lett erstattes i løpet av 4 til 6 timer uten behov for å tas vesentlig fra hverandre sammenlignet med 3 til 5 dager for et rotor-skifte for kjølekompressorer.
En plassbesparelse vil oppnås.
Vekten av turbinkompressor-enhetene er betydelig mindre enn de motordrevne kompressorer i den vanlige fremgangsmåte.
Ingen gearboks og fleksible koplinger er nødvendig for turbinkompressor-enhetene. Reservedeler for disse elementer behøver ikke bringes.
En annen utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er illustrert på fig. 2. De to turbinkompressor-sett er bibeholdt, men kondensat-stabiliseringen bestående av flash-tromler og kompressor er erstattet med rekoker-rektifiseringer, og et betydelig redusert kompresjonssystem.
Væske fra innløpsgassvaskeren 3 slippes ned til 6345 kPa
og kombineres med damp fra kompressoren 24 som skal beskrives senere. Den kombinerte strøm kjøles gjennom vann i kjøleren 19 og kombineres med tofase-strømmen fra veksleren 11 og strømmer til middelstrykk-separatoren 20 som virker ved 6200 kPa. Damp fra middelstrykk-separatoren 20 strømmer til innløpet av veksleren 8. Væske fra middelstrykk-separator kombineres med væsker fra tromler 7 og 9 og slippes ned til rektifikator 21
som virker ved 27 50 kPa. Avdamp-rektifikator 21 komprimeres med kompressoren 24 og kommer sammen med væske fra vaskeren 3 som forut beskrevet. Sumpene fra rektifikatoren 21 strømmer til mellomkokeren 22 for å gi rekokervarme til rektifiseringen og gi kjøling av sump-produktet som tømmes ut gjennom ledningen 23. I tillegg er rekokeren 25 anordnet for å tilføre ytterligere rekoker-ytelse om nødvendig.
Fordeler ved denne andre utførelsesform av fremgangsmåten er: Unngåelse av to kompresjonstrinn fører til en enklere prosess.
Redusert vedlikehold på grunn av eliminering av roterende maskineri.
Besparelse av plass og vekt.
Utnyttelse av spillvarme-energi for rekokerytelse.
Besparelse av fyringsgass på grunn av reduksjon av kompresj onskraft.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte ved selektiv separasjon av gass- og væskefraksjoner fra reservoar eller andre hydrokarbongass/væske-blandinger ved ekspansjon i ekspansjonsturbiner, karakterisert ved at gassen føres gjennom en knockout-beholder uten utvendig kjøling til en første ekspansjonsturbin (5) og etter kondesatseparasjon føres dampen til en andre ekspansjonsturbin (14), derfra føres den til en første kompressor (15) anordnet på og drevet av akselen til den andre turbin (14), og føres etter kompresjon til en andre kompressor (6) anordnet på og drevet av akselen til den første turbin (5).
2 . Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at etter ekspansjonstrinnene utføres konsendatseparasjon ved flash-fordampning.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at etter ekspansjonstrinnene utføres kondesatseparasjon ved rektifisering-rekoking.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP84200921A EP0165343B1 (en) | 1984-06-22 | 1984-06-22 | Process for selectively separating petroleum fractions |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO852492L NO852492L (no) | 1985-12-23 |
NO165890B true NO165890B (no) | 1991-01-14 |
NO165890C NO165890C (no) | 1991-04-24 |
Family
ID=8192455
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO852492A NO165890C (no) | 1984-06-22 | 1985-06-20 | Fremgangsmaate ved selektiv separasjon av oljefraksjoner. |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4645522A (no) |
EP (1) | EP0165343B1 (no) |
AU (1) | AU577388B2 (no) |
DE (1) | DE3466857D1 (no) |
NO (1) | NO165890C (no) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO166145C (no) * | 1988-11-28 | 1991-06-05 | Aker Eng As | Fremgangsmaate og et system for separasjon av gass fra flytende og faste medier. |
NO303836B1 (no) * | 1995-01-19 | 1998-09-07 | Sinvent As | FramgangsmÕte for kondensering av hydrokarbongass |
US5836173A (en) * | 1997-05-01 | 1998-11-17 | Praxair Technology, Inc. | System for producing cryogenic liquid |
AU1937999A (en) * | 1997-12-16 | 1999-07-05 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity |
GB9803742D0 (en) * | 1998-02-24 | 1998-04-15 | Kvaerner Oil & Gas As | Energy recovery |
MY114649A (en) * | 1998-10-22 | 2002-11-30 | Exxon Production Research Co | A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation |
NO308484B1 (no) * | 1999-02-09 | 2000-09-18 | Kvaerner Oil & Gas As | FremgangsmÕte og system for utvinning av energi fra brønnstrøm |
US7637122B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-12-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same |
NO20026189D0 (no) * | 2002-12-23 | 2002-12-23 | Inst Energiteknik | System for kondensering ved ekspansjon av ubehandlet brönnström fra et gass- eller gasskondensatfelt til havs |
CN101078345B (zh) * | 2007-06-27 | 2011-04-06 | 胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司 | 油田采出液电磁聚结预处理装置 |
US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
US8899074B2 (en) * | 2009-10-22 | 2014-12-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams |
US9574713B2 (en) | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers and associated methods |
US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
US20090145167A1 (en) * | 2007-12-06 | 2009-06-11 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods, apparatuses and systems for processing fluid streams having multiple constituents |
US20110094261A1 (en) * | 2009-10-22 | 2011-04-28 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction core modules, plants including same and related methods |
NO335032B1 (no) * | 2011-06-01 | 2014-08-25 | Vetco Gray Scandinavia As | Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass |
WO2013083156A1 (en) * | 2011-12-05 | 2013-06-13 | Blue Wave Co S.A. | Scavenging system |
US10655911B2 (en) | 2012-06-20 | 2020-05-19 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path |
BR112015032806A2 (pt) | 2013-09-19 | 2017-07-25 | Halliburton Energy Services Inc | coleta e remoção de condensado de um sistema de extração de gás |
CA2942135C (en) * | 2014-04-04 | 2019-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isotopic analysis from a controlled extractor in communication to a fluid system on a drilling rig |
GB2544715A (en) | 2015-09-15 | 2017-05-31 | Statoil Petroleum As | Method and system for processing a fluid produced from a well |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4065278A (en) * | 1976-04-02 | 1977-12-27 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for manufacturing liquefied methane |
US4169506A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
US4155729A (en) * | 1977-10-20 | 1979-05-22 | Phillips Petroleum Company | Liquid flash between expanders in gas separation |
US4346560A (en) * | 1980-06-26 | 1982-08-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Multi-stage flash degaser |
IT1137281B (it) * | 1981-07-07 | 1986-09-03 | Snam Progetti | Metodo per il recupero di condensati da gas naturale |
GB2117053B (en) * | 1982-02-18 | 1985-06-05 | Boc Group Plc | Gas turbines and engines |
US4456461A (en) * | 1982-09-09 | 1984-06-26 | Phillips Petroleum Company | Separation of low boiling constituents from a mixed gas |
-
1984
- 1984-06-22 DE DE8484200921T patent/DE3466857D1/de not_active Expired
- 1984-06-22 EP EP84200921A patent/EP0165343B1/en not_active Expired
-
1985
- 1985-06-20 NO NO852492A patent/NO165890C/no unknown
- 1985-06-21 US US06/747,303 patent/US4645522A/en not_active Expired - Fee Related
- 1985-06-21 AU AU43950/85A patent/AU577388B2/en not_active Ceased
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU4395085A (en) | 1986-01-02 |
AU577388B2 (en) | 1988-09-22 |
EP0165343A1 (en) | 1985-12-27 |
EP0165343B1 (en) | 1987-10-21 |
NO852492L (no) | 1985-12-23 |
US4645522A (en) | 1987-02-24 |
DE3466857D1 (en) | 1987-11-26 |
NO165890C (no) | 1991-04-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO165890B (no) | Fremgangsmaate ved selektiv separasjon av oljefraksjoner. | |
JP6608526B2 (ja) | 有機ランキンサイクルに基づく、ガス処理プラント廃熱の電力及び冷却への変換 | |
USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
RU2141084C1 (ru) | Установка для сжижения | |
US9003828B2 (en) | Method and system for production of liquid natural gas | |
EP2179234B1 (en) | A method and system for production of liquid natural gas | |
RU2298743C2 (ru) | Система и способ для сжижения природного газа при высоком давлении | |
DK174012B1 (da) | Fremgangsmåde til fortætning af en carbonhydridrig strøm | |
US6195997B1 (en) | Energy conversion system | |
US20020148225A1 (en) | Energy conversion system | |
EP2426452A1 (en) | Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream | |
RU2613789C2 (ru) | Система и способ сжатия диоксида углерода | |
CN101880560A (zh) | 预冷却的液化方法 | |
US11560523B2 (en) | Stage and system for compressing cracked gas | |
GB1565615A (en) | Method for separating carbon dioxide from methane | |
EA008337B1 (ru) | Установка для регазификации сжиженного природного газа (варианты) | |
EA008393B1 (ru) | Установка сжиженного природного газа низкого давления | |
JPS6129671A (ja) | 高い熱的動的効率を有する蒸留塔 | |
US11499775B2 (en) | Liquefaction system | |
RU2775239C1 (ru) | Способ подготовки природного газа на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения | |
JP2020519844A (ja) | 大規模多重シャフトガスタービンを使用する効率的非同期lng生成の方法及びシステム | |
RU2640050C1 (ru) | Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления | |
US2520626A (en) | Gas liquefaction process and apparatus | |
Minkkinen et al. | Technological developments in sour gas processing | |
WO2023198311A1 (en) | Apparatus and method for transferring a fluid from a subcritical gaseous state into a supercritical state |