NO20141176A1 - Fremgangsmåte og anlegg for fremstilling av LNG - Google Patents

Description

Teknisk Felt

[0001] Den foreliggende oppfinnelse vedrører forbedringer i fremgangsmåter og anlegg for flytendegjøring av naturgass til å gi flytende naturgass (LNG) med forbedret økonomi, bedre sikkerheten for personell og en reduksjon av miljøbelastning. Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og et anlegg for LNG-produksjon some r miljømessig egnet til steder til havs, eller til steder i nærheten av kystlinjer, som kan tilfredsstille de krav som stilles med hensyn til økt sikkerhet, miljø og effektivitet i

flytendegjøring.

Bakgrunnsteknikk

[0002] Naturgass blir viktigere som verdens energibehov øker samt at bekymringer om utslipp til luft og vann øker. Naturgass er lett tilgjengelig, spesielt med de nye teknologiene for å benytte skifergass. Den er mye mer rent-brennende enn olje og kull, og er ikke forbundet med problemene sikkerhet eller avfalldeponier some r knyttet til kjernekraft. Utslipp av klimagasser er lavere enn for olje, og bare om lag en tredjedel av slike utslipp som følge av forbrenning av kull.

[0003] Det er betydelig internasjonal handel med naturgass. Pris og tilgjengelighet varierer betydelig i ulike deler av verden. En stor del av denne handelen er i form av flytende naturgass (LNG), som i hovedsak består av naturgasskomponenter lettere enn pentan. Disse komponentene er metan, etan, propan, butan og spor av nitrogen. Metankonsentrasjonen er typisk over 85% på molar basis, ofte over 90%, etan kan varierer fra under 1 til omtrent 10% på en molar basis, propan kan være i området fra mindre enn 0,1 til 3 mol%, mens butan være i området fra mindre enn 0,1 til 1 %. Nitrogenkonsentrasjonen kan være i området fra mindre enn 0,1 til 1 mol%.

[0004] LNG er produsert ved hjelp av to store behandlingstrinn. Det første trinnet er gassforbehandling for å fjerne CO2, H2S og vann som kan bli faste stoffer og tette igjen rør i den kryogene flytendegjøringsprosessen. Det første trinnet omfatter også fjernelse av sporelementer, som f.eks kvikksølv, som kan danne amalgam - spesielt med aluminium prosesskomponenter, og føre til erosjon / korrosjon. Hydrokarbonfraksjoner som er tyngre enn metan, kollektivt referert til som flytende naturgass (NGL), inkluderer etan, propan, butan, pentan og tyngre komponenter, fjernes fra gassen i varierende grad.

[0005] Pentan og tyngre fjernes til meget lave restkonsentrasjoner for eksempel 50 til 100 ppm på molbasis, siden disse kan størkne i

flytendegjøringsprosessen. Andre NGLer, etan, propan og butan blir fjernet i varierende grad avhengig av økonomisk logikk. NGL kan fjernes fra gassen i det første LNG behandlingstrinnet, eller som en integrert del av det andre behandlingstrinnet. Det andre behandlingstrinnet er hovedsakelig kondensering av den således rensede gass, som da består i hovedsak av metan. Disse første og andre behandlings trinn foregår ved forhøyede trykk, vanligvis i området fra 40 til 100 bar absolutt (bara).

[0006] Et siste behandlingstrinn, nedstrøms for flytendegjøringsprosessen, omfatter trykkreduksjon til atmosfæretrykk, og fjerning av enhver gjenværende mengde nitrogen, typisk en hvilken som helst mengde som overstiger en mol%. Dette gjøres ved å flashe til LNG ved atmosfærisk trykk. Dette frembringer det endelige LNG-produkt, og en mye mindre hydrokarbongass-strøm anriket på nitrogen, som vanligvis brukes som brensel. Det endelige LNG-produktet er flytende ved atmosfærisk trykk og omtrent -163 ° C. Den blir lagret i buffertanker, og blir så losset og sendt til destinasjoner i LNG tankskip. På bestemmelsesstedet, blir den komprimerte LNG, re-forgasset og sendt til forbrukerne i rørledninger.

[0007] Behandling av naturgass for å produsere LNG har tradisjonelt blitt gjort i store landbaserte anlegg som inkluderer de to trinnene forbehandling og kondensering på samme sted. Den siste utviklingen i teknologi og markeder har muliggjort bygging av LNG-anlegg på flytende konstruksjoner, en utvikling som har inspirert til flytting av en vesentlig del av LNG prosessanlegg offshore på flytende Liquefied Natural Gas (FLNG) fasiliteter for å utnytte store offshore gassreservoarer. FLNGene er vanligvis utformet for å være plassert i en avstand fra en kyst og er forbundet med naturgassreservoarer via undersjøiske rørsystemer. FLNGene er også typisk designet for å fungere som buffer lagre og som terminaler for lasting av LNG tankskip som brukes til transport av LNG til markedene.

[0008] Den senere utvikling mot FLNGs har gjort offshore naturgassressurser mer som er tilgjengelige på markedet i forhold til å sende gassen til land i rør for kondensering, og har resultert i en reduksjon av kapitalkostnader for å etablere et LNG-anlegg. Andre viktige drivere inkludere reduksjon av miljøkonsekvenser onshore; reduksjon av problemer relatert til arealbruk for utstyr og infrastruktur; og redusert sannsynlighet for motstand fra lokalsamfunnene. Hele FLNG Anlegget kan bygges i et skipsverft, noe som er effektiv og gir bedre kvalitet, kostnadskontroll og reduserer byggetid. FLNG-er er også mobile og kan overføres til alternative steder hvis det er nødvendig.

[0009] Mange studier av FLNG teknologier har blitt utført over de siste par tiårene. Foreløpig er flere prosjekter i gang over hele verden. FLNGene har problemer med både sikkerhet, miljø og produksjonskapasitet.

[0010] Bekrymringene omkring sikkerheten er forbundet med hydrokarboner på et trangt fartøyets dekk er potensielt tap av hydrokarboer, i kombinasjon med tennkilder. Dette kan føre til dampskyeksplosjoner eller flashbranner. Historisk sett har slike hendelser forekommet innen kjemiske anlegg som inneholder reaktive hydrokarbonkomponenter inkludert NGL. Alvorlighetsgraden av hendelser har blitt bestemt av mengden av hydrokarboner som er sluppet ut og innesperring og omslutninger i området ved utslippet. Et velkjent hendelsen var dampskyeksplosjonen på Flixborough Works i Storbritannia i 1974. Rundt 30 tonn reaktive hydrokarboner ble løslatt og antent omtrent ett minutt etter utslippet. Eksplosjonen førte til 28 dødsfall og skader på ca 2000 boliger i lokalsamfunnet (Reference Center for Chemical Process Safety," Guidelines for vapour Cloud Explosions, Pressure Vessel Burst, BLEVE and Flash Fire Hazards", 2nd edition, Wiley, 2010). Situasjonen på FLNGer er at for å få høye LNG produksjonsrater, blir våtgasskomponenter ofte foretrukket som kuldemedier. For et anlegg på 4 millioner tonn LNG per år, kan beholdningen av NGL komponenter på dekk være i i størrelsesorden hundre tonn for LNG-anlegget, med ekstra mengder i ombord utvinnings- og lagringsanlegg for LNG, slik som beskrevet i WO9801335, i navnet Den norske stats oljeselskap AS (nå Statoil ASA). Dette er mye mer enn den mentden som eksploderte på Flixborough Works, inneholdt på et mye mindre område.

[0011] Miljøbekymringer ved FLNG er forbundet med betydelige mengder prosess spillvarme som må overføres til omgivelsene. På grunn av nærhet til vann, effektiviteten til vann-kjølere og relativt stabile vanntemperaturer, blir sjøvann normalt benyttet som kjolevæske. Ekstremt store mengder anvendes, og deretter tømt ut ved en høyere temperatur. Miljøhensyn oppstår på grunn av mekanisk stress i sjøvannrørene, økt sjøvann temperatur og bruk av giftige kjemikalier, som er skadelig for livet i havet. Bruk av sjøvann kjølevæske vil trolig bli forbudt i mange kystnære farvann, slik som i delstaten Louisiana, i nær fremtid.

[0012] Bekymringer ved FLNG produksjonskapasitet er kombinert med sikkerhet bekymring, siden lavere produksjonskapasitet reduserer fartøyets beholdning av NGL komponenter. Det er også knyttet til miljøhensyn, ettersom lavere produksjonskapasitet minsker prosessens kjølebehov og bruk av sjøvann kjølevæske. Den mest utfordrende problem, noe som begrenser produksjonskapasiteten, er imidlertid den begrensede plassen på dekk. Dette er bare omtrent 5% av arealet som vil bli brukt på land for tilsvarende anlegg med kapasiteter. På dette begrensede området må gass-pre-prosessering og / eller NGL ekstraksjon, flytendegjøring med tilhørende kraftproduksjon, hjelpesystemer, lossesystemer, og marint spesifikt utstyret bli plassert. Redusert LNG produksjonskapasitet reduserer plassen som trengs for alt dette, reduserer trengselen og forenkler utstyr layout.

[0013] Pågående arbeid med disse utfordringene, hvorav den innovasjon som er beskrevet i dette patentet er en del, har resultert i en ny tilpasning av FLNG. Dette er Coastal Liquefaction, Storage and Offloading (CLSO) anlegget. CLSO tilpasningen adresser FLNG sikkerhet, miljøpåvirkning og problemstillinger rundt prosesseringskapasitet. I motsetning til FLNG-systemer, hvor det første behandlingstrinnet, blir gass-pre-prosessering utført i sin helhet på land, på separate terminaler eller på egne flytende systemer, i stedet for å oppta verdifull plass på flytendegjøringsfartøyet. Denne fjerntliggende pre-prosessering omfatter ekstraksjon avNGL. Fullt pre-prosessert gass transporteres i rørledning til en eller flere flytende CLSOer, som nå har mye mer dekksplass tilgjengelig, frigjort ved å fjerne pre-prosessering. Den ekstra plassen blir brukt for øke sikkerheten ved å bruke nitrogen kjøle i flytendegjøringsprosessen stedet for hydrokarbon kuldemedier. Dette reduserer hydrokarbonbeholdningen på fartøyets dekk med en faktor på 10 eller mer. Denne beholdingen består i hovedsak av pre-prosessert gass, eller metan, som er betydelig mindre reaktivt enn NGL-komponenter. Den ekstra plass brukes også for bedre miljøegenskaper, ved at luft-kjøling anvendes istedenfor sjøvannskjøling. Til slutt blir den ekstra plassen brukes til ekstra flytendegjøringskapasiteten, for betydelig å forbedre den generelle systemøkonomien.

[0014] Flytendegjøringssystemer som benytter nitrogen kjøling er mindre effektive enn de systemene som bruker hydrokarbon kuldemedium. Dette resulterer i øket spesifikt kraftforbruk. Gassturbiner, som vanligvis brukes til kraftproduksjon, er tilgjengelige i standardstørrelser, og bare et fåtall av disse er sertifisert for bruk på offshore flytere. Derfor, hvis det største tilgjengelige gassturbinen benyttes, betyr øket spesifikt kraftforbruk redusert LNG-produksjonsrater. Videre er nitrogensystemer tilgjengelig i bare mindre størrelser, foreksempel 1 til 1,5 millioner tonn per år (MTPa), i motsetning til hydrokarbonsystemer som er tilgjengelig i størrelser over 4 MTPA. Et større antall anlegg er nødvendig når nitrogenkjølemidler anvendes, noe som potensielt øker plassbehovet.

[0015] Luftkjøling øker ytterligere dette problemet, fordi de er mindre effektiv enn vannkjølte systemer, lufttemperaturer varierer mye mer enn vanntemperaturer, og tilnærmingstemperaturer lavere enn omkring 15 ° C er vanskelig å få oppnå, eller krever betydelig økninger av plassbehovet. Denne lavere virkningsgrad øker ytterligere den spesifikke effekt som trengs i LNG-anlegget.

[0016] Tabell 1 viser en sammenligning av flytendegjøringsalternativene: Hydrokarbon kjølemiddel og nitrogen kjølemiddel i kombinasjon med vann-kjøling, og hydrokarbonkjølemiddel, og nitrogen kjølemiddel i kombinasjon med luftkjøling.

[0017] Tabellen er basert på spesifikke kraftforbruk for kondenseringsanlegg, uttrykt i kWh / kg LNG, som når det multiplisseres med LNG-produksjonsraten i kg / time gir den strømmen som er nødvendig. Den er også basert på total entalpi endring av pre-prosessert gass i LNG-prosessen, uttrykt i kJ / kg LNG, som når det multi plisseres med LNG-produksjonshastigheten gir mengden av energi som tas bort fra gassen. Summen av disse to, effekten som brukes i flytendegjøringsprosessen og varme som fjernes fra gassen, er mengden av prosess overskuddsvarme som må overføres til vann eller luft. Tabell 1 er basert på følgende: • Gassammensetning: 1 mol% N2, 95 mol% metan, 2 mol% etan, 1 mol% propan og 1 mol% butan (0,5 mol% i-butan og 0,5 mol% n-butan).

• LNG produksjonsrate: 122 000 kg /1 eller 34 kg / s (ca 1 MTPA),

• Spesifikt strømforbruk, hydrokarbonbasert kjølemiddel med vannkjøling:

0,27 kWh / kg,

• Spesifikk strømforbruk, nitrogenkjøler med vannkjøling: 0,45 kWh / kg.

Dette er basert på typisk effektivitet for de mest vanlige nitrogenbaserte LNG-system, som kalles dobbelt nitrogen.

• Økning i spesifikt strømforbruk når luftkjøling brukes: 20%

• Entalpiendring av pre-prosesserte gassen i flytendegjøringsprosessen (dH i tabell 1):800kJ/kg

• Lufkjølingns plass krav: 1000 m<2>per 100 MW kjøling.

Sammenligning av arbeid og kjøling plikt for flytendegjøringsprosesser

Merknad 1: Hydrokarbonluftkjølte systemer som normalt ikke benyttes på flytere

Merknad 2: CLSO benytter nitrogen luftkjølt system på flytere. Luftkjølerareal som kreves er 931 m<2>.

[0018] I forhold til vannkjølt hydrokarbonbaserte kondenseringssystemer, resulterer CLSOs med nitrogen kjølemiddel og luft-kjøling til en vesentlig økning i kompressorens effektbehov, og i kjøleeffekt. Ekstra plass kreves for luftkjølere, 931 m<2>, er betydelig. Men miljø og sikkerhet er overordnet for

CLSO.

[0019] På en CLSO, er ledig dekksplass begrenset av størrelsen på fartøyet. Derfor er den sikreste og mest miljøvennlige flytendegjøringsprosess utfordrende hvis produksjonshastigheter tilsvarende de mest effektive systemene, hydrokarbonkjølemiddel og vann-kjøling blir krevd.

[0020] Selv om forbedret luftkjølere har blitt utviklet de siste årene, se f.eks US8,376,0337, til GEA Batignolles Technologies THERMIQUES, blir luftkjølere som reduserer dekksareal vesentlig i forhold til tradisjonelle luftkjølere, og forbedrede flytendegjøringsprosesser utviklet, se f.eks US 8,656,733B2 til Air Products and Chemicals Inc., er videre utvikling for å skape en mer effektiv LNG prosessen nødvendig for å gjøre en LNG prosess oppfylle de relevante sikkerhetskrav og miljø, og samtidig være økonomisk gjennomførbart.

[0021] Naturgass forkjøling som bruker litium bromide, CFC eller HCFC baserte systemer, er kjent for å redusere nitrogen LNG-anleggest energibehov. Det øker også flytendegjøringskapasiteten. Imidlertid krever den forkjøleutstyr betydelig plass på dekk. Dette reduserer tilgjengelig for kondenseringsanlegg og dermed flytendegjøringskapasiteten, og motvirker hensikten med slike forkjøling plass. Derfor kan den netto fordelen av tradisjonelle forkjøling være liten.

[0022] Et mål ved den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte og et anlegg for LNG-produksjon som er miljømessig egnet på steder til havs, eller på steder i nærheten av kystlinjer, som vil tilfredsstille de krav som stilles med hensyn til risiko for personell, en fare som skal være så lav som rimelig praktisk mulig, noe som vil tilfredsstille de strengeste krav som stilles til miljøvern, som spesielt betyr uten bruk av sjøvann for kjøleformål, og som samtidig opprettholder den høyeste kondenseringseffektivitet og laveste kraftbehovet for flytende LNG-anlegg om bord.

[0023] Et andre mål ved den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte og et system for fremstilling av LNG fra naturgass på CLSO innretninger som gjør det mulig for maksimert produksjonsrater, minimalt effektbehov og minimum kjølebehov, men som på samme tid har den beste sikkerhet og miljøprestasjoner, uten å bruke mye ekstra dekksplass. Et formål med oppfinnelsen er derfor i det vesentlige for å forbedre effektiviteten til luftkjølte nitrogen-systemer, innenfor de begrensninger som pålegges av CLSO teknologi hvor gass pre-prosessering finner sted ved en fjerntliggende plattform eller på land, hvor gassen må overføres til CLSO i sub-sea rørledninger, og hvor plassen på CLSO er begrenset. Det er viktig at gassen som overføres i undersjøiske rørledninger må ha en temperatur nær sjøvannstemperaturen, for å unngå skader på rørledninger ved fenomener som omveltningsbukling. Derfor er det ikke mulig med betydelig pre-kjøling av gass oppstrøms for rørledning under vann, eller i den undersjøiske

rørledning.

Oppsummering av oppfinnelsen

[0024] Ifølge et første aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for LNG-produksjon, hvor naturgass som er forhåndsbehandlet i en ferdigbehandlingsenhet for å gi en på forhånd behandlet gass-strøm som hovedsakelig omfatter metan, og hvor forbindelser som potensielt størkner i kondenseringsprosess, er redusert til et nivå lavere enn 50 ppm, hvor den forbehandlede gasstrømmen komprimeres til et trykk på 100-300 bara, hvor den forbehandlede og komprimert gass er overført i en undersjøisk rørledning til et fjerntliggende flytende LNG kondenseringsenhet, hvor gassen som er overført til den flytende LNG-kondenseringsenheten blir ekspandert til et trykk på 40 til 100 bar absolutt, og deretter føres inn i en LNG-varmeveksleren og avkjøles mot et kjølemiddel for å produsere flytende naturgass (LNG), hvor gass strømmen etter ankomst ombord den flytende LNG-kondenseringsenhet, etter å ha blitt ekspandert og før den innføres i LNG-varmeveksleren, blir delt i to gass-strømmer for å gi et første delgasstrøm som føres inn i LNG-varmeveksleren, og et andre delgasstrøm som blir oppvarmet ved varmeveksling mot den innkommende trykksatt gass-strøm for kjøling av disse, hvor den

oppvarmede andre gasstrøm blir overført til forbehandlingsenheten.

[0025] Ved å splitte den ekspanderte og således avkjølte gassen ombord på flytende LNG-kondenseringsenheten i to strømmer, å innføre en første delstrøm inn i LNG-varmeveksleren, å innføre en andre delstrøm inn i en varmeveksler for varmeveksling av nevnte andre delstrøm mot den innkommende trykksatte gassen, blir temperaturen og entalpi av den innkommende trykkstrømmen ytterligere redusert. Temperatur- og entalpireduksjonen resulterer i å senke strøm og kjølebehov ombord i den flytende LNG-enhet. Det resulterer også i økning av temperaturen i den andre delstrømmen til omtrent den samme temperatur som den innkommende gass, noe som muliggjør overføring til forbehandlingsenheten i undersjøiske rørledninger uten problemer somkan følge av termisk utvidelse eller sammentrekning av røret materiale. Alt dette oppnås på bekostning av et øket effektbehov for komprimering av et større volum av forbehandlet naturgass ved forbehandlingsenheten. Men plassbegrensninger og tilgjengelighet av kraft er normalt langt mindre begrenset ved forbehandlingsenheten enn om bord på en flytende LNG-enhet. Følgelig har sløyfen for resirkulering en funksjon som en varmepumpe, for overføring av varme fra den flytende LNG-kondenseringsenheten til forbehandlingsenheten, uten å skape problemer ved termisk utvidelse eller sammentrekning i undersjøiske rørledningsmaterialer.

[0026] Ifølge en utførelsesform omfatter ekspansjon av gassen etter ankomst ombord den flytende LNG-kondenseringsenhet, og før innføringen av gass i LNG-varmeveksleren en isentalpisk ekspansjon. Hele eller en del av utvidelsen av gassen kan være isentalpisk. Gassen som ekspanderes isentalpisk og deretter blir delt i en første og andre delstrøm, og varmevekslingsutstyr krever langt mindre plass og utstyr om bord på dekket av den eksterne LNG-enhet enn de tradisjonelle gass pre-kjølesystemene slik som litiumbromid-, KFK- eller HKFK-enheter. Dette øker sikkerheten ved å gi mer plass for sikkerhetsbarrierer. Det forbedrer miljøaspektet ved å eliminere mulighetene for utslipp av litiumbromid, KFK eller HKFK.

[0027] Ifølge en utførelsesform blir den andre oppvarmede gassen etter å ha blitt overført til den forbehandlingsenheten, blandet med den forbehandlede gass-strøm, komprimert sammen med den forbehandlede gasstrøm og blir overføres til den flytende LNG-kondenseringsenheten. Den forbehandlede gass er "LNG klar", dvs. uønskede komponenter i gassen fjernes eller reduseres til akseptable konsentrasjoner, slik som f.eks under 50 ppm. Den resirkulerte gass har ikke blitt blandet med noen uønskede komponenter, og er fremdeles klar LNG gass og kan resirkuleres direkte.

[0028] Ifølge en utførelsesform er den forbehandlede gassen komprimeres ved et trykkforhold på minst 1,5, fortrinnsvis minst 2,0 eller minst 3,0, før de ble overført til den flytende LNG-kondenseringsenhet, og at gassen etter ankomst den flytende LNG enhet utvides isentalpisk av vesentlig samme forholdet som komprimering. Komprimering ved forbehandlingsenheten og ekspansjonen ved den flytende LNG-kondenseringsenhet ved i det vesentlige samme forhold, resulterer i et gasstrykk i den resirkulerende gassen som er i det vesentlige det samme som til den forbehandlede gassen som innføres i kompressorenheten ved forbehandlingen enhet for komprimering av gassen. Følgelig, er ingen eller mindre endringer i trykk nødvendig for å introdusere den resirkulerte gassen inn i kompresjonsenheten sammen med den forbehandlede gass. Ekspansjonen på den flytende LNG-kondenseringsenheten kan være til et trykk som er tilstrekkelig høyere enn trykket til gassen som innføres i kompressorenheten ved forbehandlingsenheten for kompresjon av gassen før den blir overført til den flytende LNG-kondenseringsenhet for å overvinne trykkfallet over transportledninger, varmevekslere etc, en trykkforskjell som er omfattet av uttrykket "i det vesentlige samme forhold".

[0029] Ifølge en utførelsesform utgjør den første delte gasstrøm 30 til 70% av den ekspanderte gass-strøm, slik som 40 - 60% av den ekspanderte gass-strøm, slik som ca. 50%. Mengden av gass i den første splittede strømmen føres inn i LNG-varmeveksleren, og mengden av gass for avkjøling av inngående gass til den flytende LNG-kondenseringsenhet, må være optimalisert for det aktuelle anlegget og det aktuelle klimaet. Jo høyere fraksjon av gass i det første splittede gasstrøm er, desto lavere er fraksjonen av gassen i den andre splittede gasstrømmen, noe som resulterer i redusert kjølevirkning i varmeveksleren for avkjøling av inngående gass inn i den flytende LNG-kondenseringsenheten. En høy andel av resirkulert gass gjennom varmeveksleren vil gi en større kjøleeffekt på bekostning av øket belastning av kompressoren på forbehandlingsenheten og behovet for høy kapasitet i gassreturrørledningen tilbake til forbehandlingsenheten.

[0030] Ifølge en utførelsesform blir den forbehandlede og komprimerte gasstrømmen avkjølt til en temperatur på 5 til 60 °C før dne blir overført i den undersjøiske rørledning. Fortrinnsvis blir den forbehandlede og komprimerte naturgassen avkjølt til omgivelsestemperatur, dvs. temperaturen i det aktuelle området, for å unngå skader på rørledningen som følge av termisk utvidelse eller sammentrekning av rørmaterialene, noe som resulterer i uønskede fenomener som utvidelsesknekking . Det er klart at noe kjøling vil oppstå hvis gassen inne i rørledningen er varmere enn den omgivende sjøen, men den avkjølende effekten er ikke pålitelig på grunn av begroing av utsiden av rørledningen, og er ikke viktig for systemets ytelse. I tillegg kan en temperaturgradient over rørledningen være miljømessig uønsket ved at det skaper områder omkring rørledningen med høyere eller lavere enn normale temperaturer.

[0031] Fremgangsmåten ifølge hvilket som helst av de foregående krav, hvor kjolevæsken i LNG-varmeveksleren er nitrogen. Nitrogen er et foretrukket kjølemiddel da nitrogen er inert, ikke-toksisk og har ingen innvirkning på miljøet, dersom det ved et uhell slippes ut i atmosfæren. Alternative kjølevæsker er enten antennelige, og kan føre til voldsomme branner og / eller eksplosjoner, er giftige eller kan føre til uønsket påvirkning på miljøet. Imidlertid er nitrogen mindre effektivt som kjølemiddel enn noen av de andre alternativer og krever at tiltak iverksettes, slik som de tiltak som er beskrevet ovenfor, for å være et økonomisk levedyktig alternativ.

[0032] Fremgangsmåten ifølge hvilket som helst av de foregående krav, hvor kjolevæsken varmes opp ved flytendegjøring av LNG som er trukket ut fra LNG-varmeveksleren og er komprimert i kompresjonstrinn, hvor kjølemidlet avkjøles i en kjølesyklus med luft-kjølere mellom kjølemiddelkompresjonstrinnene. Fremgangsmåten som er beskrevet ovenfor gjør det mulig å bruke luftkjølere uten behov for å øke arealet av den flytende LNG-kondenseringsenheten i en uakseptabel grad, eller å redusere LNG-kondenseringskapasitet, og således gjøre bruk av luftkjølere en økonomisk og teknisk levedyktig alternativ.

[0033] Ifølge et andre aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse et system for flytendegjøring av naturgass for å produsere LNG, hvor systemet omfatter en forbehandlingsenhet for å fjerne eller å redusere konsentrasjonen av forbindelser som kan danne faststoffer i flytendegjøringsprosessen til under 50 ppm og en gasskompressorenhet for å komprimere den forbehandlede naturgass, en gass-overføringsenhet omfattende en gassoverføringsrørledning for overføring av den forbehandlede gassen til en ekstern flytende LNG kondenseringsenhet, hvor den flytende LNG-kondenseringsenhet omfatter en eller mer ekspansjonsenhet (er) for ekspansjon av gassen, en LNG varmeveksler for kjøling og derved kondensering av gassen for å produsere LNG, en LNG eksportlinje for uttak av produsert LNG fra LNG-varmeveksleren, og et LNG-kjølemiddel kjølesystem for kjøling oppvarmet kjølevæske og resirkulering av det avkjølte kjølemiddelet til LNG-varmeveksleren, hvor systemet i tillegg omfatter en gassresirkuleringsrørledning for å trekke ut en del av gassen etter å ha blitt ekspandert og før den innføres i LNG-varmeveksleren, idet resirkuleringsrørledningen er innrettet til å innføre uttrukket gass inn i en varmeveksler for avkjøling av den innkommende komprimerte gassen fra gassoverføringsrørledningen, og hvor en undersjøisk gassreturrørledning er innrettet for å overføre den uttrukne gass fra varmeveksleren og tilbake til forbehandlingsenheten.

[0034] Ifølge en utførelsesform omfatter den eller flere ekspansjonsenheten (e) en

eller flere ventiler for isentalpisk ekspansjon av gassen.

[0035] Ifølge en utførelsesform, er gassreturrørledningen forbundet med kompressorenheten for re-kompresjon og resirkulering av gassen til den flytende LNG kondenseringsenheten.

[0036] Ifølge en annen utførelsesform, er en kjøler anordnet etter kompresjonsenheten for å avkjøle gassen før den innføres i gassoverføringsrørledningen.

[0037] I henhold til nok en utførelsesform, er to eller flere kompresjonsenheter for komprimering av kjølemiddelet serielt forbundet, og luftkjølere for kjøling av

kjølemiddelet etter at kompresjonstrinnene.

Kort beskrivelse av tegningene

[0038]

Figur 1 er en samlet oversikt over en forbehandlingsenhet, undersjøiske rørledninger og en CLSO, Figur 2 er en prinsippskisse av en første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Figur 3 er en prinsippskisse av en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, og Figur 4 er en illustrasjon av reduksjon av gassentalpi som funksjon av utblåsningstrykket til forbehandlingsenhetens kompressor.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

[0039] I den foreliggende beskrivelse og krav, brukes FLNG som en forkortelse for Floating Liquefied Natural Gas fasiliteter. CLSO er en forkortelse for en Coastal Liquefaction, Storage and Offloading anlegget. Forkortelsen CLSO blir således brukt for å beskrive en undergrupper av FLNG-eller, som anvendt i videre forstand heri, "flytende LNG-enhet", som alle anlegg og enheter normalt er flytende enheter, eller fartøyer. Begrepet "gass" brukes for en gass som består av lavere hydrokarboner, som finnes i geologiske formasjoner, enten sammen med olje, i gassfelt, og i skifer som skifergass. Avhengig av kilden, er naturgass kan variere i hydrokarbonsammensetning, men metan nesten alltid den dominerende gass. Fagmannen innen dette fagområdet har god kjennskap til forkortelser LNG og NGL, dvs. Liquefied Natural Gas, og Natural Gas Liquids hhv. LNG består av metan, som normalt med en mindre konsentrasjon av C2, C3 og C4-hydrokarboner, og praktisk talt ingen C5 + hydrokarboner. LNG er en væske ved atmosfæretrykk ved - 163 °C. NGL, på den annen side, er en samlebetegnelse for hovedsakelig C2 + hydrokarboner, som finnes i ubehandlet naturgass. LPG er en forkortelse for flytende petroleumsgass, og består hovedsakelig av propan og butan. Enheten "bara" er "bar absolutt". Følgelig er 1,013 bara det normale atmosfæretrykk ved havoverflaten. Uttrykket "omgivelsestemperatur" som anvendt heri kan variere med klimaet for drift av anlegget i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Normalt er den omgivende temperatur for drift av foreliggende anlegg fra ca. 0 til 40 °C, men temperaturen kan også være fra under null til noe over 40 ° C, for eksempel 50 °C, under enkelte driftsforhold.

[0040] Figur 1 er en prinsippskisse av et system i henhold til den foreliggende

oppfinnelse, omfattende en gass forbehandlingsenheten 1 som kan være anordnet på en offshore-terminal, på en lekter eller et annet flyter eller på landbaserte anlegg, en høy trykkgassoverføringsenheten 2 omfatter et gassoverførings rørledning 7 til en flytende LNG-enhet 3, og en høytrykksgassresirkuleringsrørledning 9 for gassresirkulering fra den flytende LNG-kondenseringsenheten 3 til gass forbehandling enheten 1. Den flytende LNG enheten 3 ifølge foreliggende oppfinnelse er også heri identifisert som en CLSO.

[0041] Naturgassen fra et gassfelt eller fra et kombinert olje- og gassfelt blir forhåndsbehandlet i forbehandlingsenheten 1. Det fulle forbehandling av naturgassen ved det fjerntliggende sted for å fremstille hva som kan kalles "LNG klar naturgass". Forbehandlingen består vanligvis, men er ikke begrenset til:

• Hg fjerning,

• Gass«sweetening», det vil si fjerning av uønskede sure gasser, så som CO2og H2S fra naturgass, • Dehydrering, dvs. fjerning av vann som ellers kan føre til dannelse av hydrater fra gass, • Full NGL utvinning og prosessering, dvs. separering av NGL fra gassen, inkludert separering av i det vesentlige alt C5 + komponenter. Valgfri fraksjonering av NGL til salgbare produkter, som avhengig av NGL sammensetningen kan inkludere Liquefied Petroleum Gas (LPG).

[0042] Under forbehandlingen, omfatter alltid komponenter som fjernes fra gassen alle komponenter som kan stivne ved kondenseringstemperaturer, ned til omtrent -163 °C, blir fjernet eller i det minste redusert til en konsentrasjon på mindre enn 50 ppm. Den øvre grense for konsentrasjonen av størknende komponenter vil avhenge av selve komponenten, som f.eks vann fortrinnsvis er redusert til et maksimalt nivå på 1 ppb.

[0043] Figur 2 illustrerer en første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse med ytterligere detaljer. Naturgassen forhåndsbehandlet i forbehandlingsenheten 1, strømmer via gassledningen 4 ved et trykk på typisk 40 til 100 bar absolutt, blandes med resirkulert gass 8, som er ved det samme trykk som gassen i rørledningen 4, og innført i en kompressorenhet 5. Gassblandingen blir komprimert i kompressorenheten ved et trykkforhold

på minst 1,5, for eksempel minst 2, eller enda mer foretrukket minst tre,

avhengig av trykket i ledningen 4 som typisk er fra 40 til 100 bara til et trykk som typisk fra 100 til 250 bar absolutt, og kjøles i en kjøleenhet 6 typisk til en temperatur nær omgivelsestemperatur, dvs. fra ca. 5 til 55 °C avhengig av klimaet. Kjøleenheten 6 er hensiktsmessig en luftkjølt varmeveksler.

[0044] Den forbehandlede, komprimerte og avkjølte naturgassen blir overført til flytende LNG-kondenseringsenheten 3 via gassoverføringsrørledningen 7, en rørledning anordnet på havbunnen og som kan være flere kilometer lang. Gasstemperaturen kan øke eller avta noe i gassoverføringsrørledningen 7 av noen varmeveksling med det omgivende sjøvann, men slike effekter er uvesentlig i den foreliggende oppfinnelse.

[0045] Ombord på den flytende LNG-kondenseringsenheten 3, blir gassen pre-avkjølt i en varmeveksler 11 mot en resirkuleringsgass-strøm som vil bli beskrevet nærmere nedenfor. Den pre-avkjølte gassen i varmeveksleren 11 tas ut i en rørledning 21 til en ekspansjonsenhet 12, over hvilken gasseens trykk blir redusert med en faktor for trykkreduksjon på minst 1,5, for eksempel minst 2, eller mer foretrukket i det minste 3, for å resultere i et trykk på typisk 45 til 100 bar absolutt, typisk til et trykk nær trykket i ledningen 4, som nevnt ovenfor. Ekspansjonsenheten 12 kan være en ventil eller kan innbefatte en ventil i kombinasjon med en annen ekspansjonsanordning, slik som en ekspander. En ventil for ekspansjon av gassen er isentalpisk trykkreduksjon i gassen. En ekspander tar arbeide utfra ekspansjonsprosessen, og reduserer derved gassens entalpi, noe som er en fordel for den nedstrøms kondenseringsprosessen. Den ekspanderte gassen tas ut gjennom en rørledning 22, og blir splittet i en resirkuleringsgassledning 10 og en prosessgassledning 13. Gassen i gassresirkuleringsrørledningen 10 har i det vesentlige det samme trykk som gassen i prosessrøret 13.

[0046] Mengden gass i resirkuleringsrørledningen 10 er fortrinnsvis fra omtrent 30 til omtrent 70%, slik som ca. 40 til 60%, eller omkring 50% av gassen i rørledningen 22. En fagperson vil forstå at fordelingen mellom resirkuleringsrørledningen 10 og prosessrøret 13 kan styres på konvensjonell måte, slik som ikke viste ventiler, mottrykk i rørledninger eller nedstrømsutstyr, etc.

[0047] Gassen i resirkuleringsrørledningen 10 føres inn i varmeveksleren 11 for avkjøling av inngående gass som innføres via gassoverføringsrørledningen 7. Den gjenværende gass fra rørledning 22 tas ut gjennom rørledning 13 som skal flytendegjøres, uten ytterligere kompresjon eller ekspansjon.

[0048] Gassen som innføres i varmeveksleren 11 fra resirkuleringsgassledningen 10, blir, etter å ha blitt brukt til kjøling av inngående gass fra rørledningen 7, trukket ut fra varmeveksleren 11 via en gassresirkuleringsledning 23 og føres tilbake til forbehandlingsenheten 1 i en undervanns gassrørledning 9. Temperaturen i resirkuleringsledningen 23 er vanligvis i nærheten av omgivelsestemperatur, som angitt ovenfor for gassen i linje 7.

[0049] Gassen blir resirkulert til forbehandlingsenheten i en

gassresirkuleringsrørledning 9 og føres inn i en overføringsledning 8, og føres inn i kompressorenheten 5 sammen med den innkommende

forbehandlede gass i rørledning 4. Denne re-introduksjonen av gass inn i suget til kompressoren 5 kompletterer gassforhåndskjølekretsen, og det endelige resultat er en betydelig reduksjon av gass entalpi i prosessgassledningen 13. Virkningen av reduksjonen i entalpi erat kjølebehovet for den videre LNG-prosessen reduseres.

[0050] Gasstrykket i linje 4 og i linje 13 er foretrukket i det vesentlige det samme, selv om små forskjeller i trykket i ledningene kan forekomme. Eventuelle trykkforskjeller i linjene 4 og 13 er normalt på grunn av trykkfallet over forskjellige deler av banen for resirkulering av gass, og nærmere bestemt på grunn av trykkfallet i ledningene 10, 23, 9 og 8, og varmeveksleren 11 for en resirkulerte gassdelen. Følgelig er reduksjonen i gass entalpi i prosesslinjen 13 i forhold til gassen i linje 4, hovedsakelig forårsaket av en reduksjon i

gasstemperatur.

[0051] Gasstemperaturreduksjon i ledning 21, i forhold til temperaturen i tilførselsgassledningen 4, kan være i området 20 til 70 ° C. Med andre ord, ved å starte med en gass ved en temperatur på typisk 20 °C innført i foreliggende anlegg i linje 4, vil temperaturen av gassen i ledningen 21 typisk være fra omtrent 0 til omtrent -50 °C. I mange tilfeller, vil utløpstemperaturen for undervanns-rørledning 7 være i det vesentlige den samme som temperaturen i linje 4. Derfor kan temperaturfallet over varmeveksleren 11 også være i området 20 til 70 ° C. Temperaturreduksjonen av gassen i linje 13, i forhold til temperaturen i tilførselsgassledningen 4, kan være i området 40 til 90 ° C. Dette avhenger i hovedsak av fraksjonen av gass fra linje 22

som blir resirkulert via linje 10, trykkfallet i ekspansjonsanordningen 12,

eksemplifisert med en ventil, og tilnærmingstemperatur i varmeveksleren 11.

[0052] Lav-entalpi prosessgassen i ledning 13 kondenseres i en nitrogenkondenseringsenhet. Fagmannen vet at forskjellige utførelser av slike kondenseringsanlegg finnes, for eksempel enkle eller doble nitrogen- systemer, og at alle disse trekker fordel av en hvilken som helst oppstrøms reduksjon i gassens entalpi. Figur 2 viser det enkleste og minst effektive av de nitrogenkondenseringssystemer, et enkelt nitrogensystem.

[0053] Prosessgassen i ledningen 13 blir videre avkjølt, kondensert og underkjølt i en LNG-varmeveksleren 14. Den kondenserte gassen ekspanderes til et trykk nær atmosfæretrykket i ventil 15, og sendes via et LNG eksportledning 15 ' til en ikke vist flashenheten, hvor overskytende nitrogen og mindre mengder av ikke flytende naturgass separeres og fjernes. Den flytende fase blir så overført til bufferlagrings på den flytende LNG-enheten for senere lossing og eksport.

[0054] Kjølemediet i LNG varmeveksleren 14 er foretrukket på grunn av de miljømessige og sikkerhetsmessige årsakene angitt ovenfor, nitrogen. Den beskrevne kjølemiddelkjølekretsen som er vist i figurene 2 og 3, er et enkel og godt kjent, konsept. Oppvarmet gassformig kjølemiddel tas ut fra LNG-varmeveksleren 14 gjennom en kjølemiddelavtrekkningsrørledning 20 'og innføres i seriekoblede kompressorer 18, 18', 18 ". Luftkjølere 19, 19 ', 19' 'er anordnet etter hver kompressor for å kjøle det komprimerte kjølemiddel. Det komprimerte og avkjølte kjølemiddelet føres inn i LNG-varmeveksleren via en kjølemiddellinje 20 for ytterligere avkjøling, og trekkes ut fra LNG-varmeveksleren i en forhåndsavkjølt kjøleledning 16. Det ferdigkjølte kjølemiddelet blir deretter innført i en ekspander 17 til ekspandere og ytterligere redusere temperaturen og entalpien, og blir resirkulert til LNG-varmeveksleren 14 hvor den brukes som kjølemiddel.

[0055] Typisk er måltemperaturen for hydrokarbon i LNG-varmeveksleren -163 °C, en temperatur ved hvilken flere forbindelser som finnes i naturgassen som produsert, vil størkne. For å unngå sedimentering av faststoffer, og muligheten for blokkering av lavtemperatur elementer i et LNG-anlegg, blir alle forbindelser som kan danne faststoffer i prosess-systemet i løpet av prosessering og kondensering fjernet eller konsentrasjonen av forbindelsene blir redusert under forbehandlingen av gassen til nivåer vanligvis under 50 ppm for å unngå slike problemer.

[0056] Figur 3 viser en andre utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Alle referansenummer som finnes både i figurene 2 og 3 er relatert til de samme elementer, og bare de ikke-felles elementer er nærmere beskrevet nedenfor. Avhengig av driftsparametere, kan noe væske har skilt seg ut i ekspansjonsenheten 12, slik at strøm 22 er en to-fase gass / væske-strøm. En væske utskillingstank 23 kan være anordnet for å skille væske fra gassen, og gir en ren væskestrøm 27, og en ren gasstrøm 26. En del av gasstrømmen kan blandes med den flytende strømmen ved hjelp av ventiler 24 og 25 , og gi en væske rik strøm til LNG-veksleren 14, hvor ytterligere

avkjøling og kondensering blir fullført.

Eksempler

Eksempel 1

[0057] Figur 4 viser entalpireduksjonen i linje 22, i forhold til gass ved 40 bar og 20 C, som har blitt gitt en entalpi 0 kJ / kg. I dette eksempel representerer dette entalpi i gassen i linje 4. Gass-sammensetningen er 1,0 mol% nitrogen, 95,0 mol-% metan, 2,0 mol-% etan, 1,0 mol-% propan og 1,0 mol% butan. Den horisontale aksen viser utløpstrykket fra forbehandlingsenhetens 1 kompressorenhet 5. Den vertikale aksen viser gassentalpier i forhold til 40 bar og 20 ° C gass. Følgende er felles for alle tilfeller: • gass blir komprimert i kompressoren 5 fra 40 bara til kompressorens utløpstrykk er vist på figur 4, og deretter avkjølt i kjøleren 6 til 20 ° C. • Det er ingen gass oppvarming eller avkjøling i undervanns-rørledning 7 som gasstemperaturen er tilnærmet lik det omgivende sjøtemperatur.

• Gass er ekspandert til 40 bara i ekspansjonsenhet 12.

• Gass temperaturen i ledningen 23 er 10 ° C

[0058] Den øvre linje, merket "Ingen gassresirkulering" viser entalpi reduksjon uten retur av gass fra CLSO til plattformen, som er situasjon i henhold til teknikkens stand. Denne entalpireduksjonen er bare en funksjon av gasstrykket, siden beregningen er basert på isentalpisk ekspansjon I ekspansjonsenhet 12. Høyere kompresjon gasstrykk gir lavere gassentalpi.

[0059] Ledningen nedenfor, som er merket med "50% gassresirkulerings", viser den relative entalpien av gass i ledningen 22, når 50% av væsken i ledningen 22 resirkuleres til plattformen via varmeveksleren 11, og gassresirkulerings rørledning 9.

[0060] Den linjen som er merket «66% gassresirkulering" under dette viser den relative entalpien av gass i ledningen 22, når 66% av væsken i ledningen 22 resirkuleres til plattformen via varmeveksleren 11, og gass-resirkulasjons-rørledningen 9.

[0061] Til slutt, viser den nederste horisontale linjen, merket "Entalpi LNG", den relative entalpien av det endelige LNG-produktet. Redusert entalpi i gassen i ledningen 22 og dermed ledningen 13, reduserer den resterende entalpi som skal fjernes for å nå "Entalpi LNG" -linjen. Belastningen på CLSO flytendegjøringsprosessen blir tilsvarende redusert. Dette i sin tur reduserer størrelsen av LNG-veksleren 14, belastningen for kompressorer 18, 18 'og 18'', og størrelsen og plassbehov for luftkjølere for flytendegjøring av en forutbestemt mengde av LNG.

[0062] Reduksjonen av gass entalpi som en funksjon av kompressor utblåsningstrykket fra kompressor 5, som vist på figuren, kan beregnes til reduksjon av kompressorens belastning og plassbehov for luftkjøler for fremstilling av en forutbestemt mengde av LNG, f.eks sammenlignet med kompressor belastning og luftkjøler plassbehov i henhold til teknikkens stand, dvs. uten resirkulering av delvis utvidet naturgass som beskrevet her.

[0063] Under drift i henhold til den kjente teknikk, resulterer komprimering og avkjøling ved forbehandlingsenheten 1 fra f.eks 40 til 200 bar absolutt, og ekspandering av gassen ombord den flytende LNG-enheten eller CSLO, sammenlignet med en "base case" transport av naturgassen i linje 4 ombord den flytende LNG-enhet ved 40 bar og 20 °C, i en reduksjon i LNG varmevekslerstørrelse, kompressor belastning og luftkjøler plassbehov i størrelsesorden 18%. Følgelig resulterer komprimering av naturgassen før transport gjennom rørledninger både i redusert krav til kjøling om bord på flytende LNG-kondenseringsenhet, og reduserer volumet av gassen som skal transporteres, noe som gir mulighet for å bruke rørledninger med mindre diameter.

[0064] Det kan også sees fra figur 4 at resirkuleringen av 50% av gassen som transporteres ombord den flytende LNG-enhet eller CLSO i henhold til oppfinnelsen, resulterer i en reduksjon i den tilsvarende LNG leren, kompressor duty og luftkjøler plassbehov til omtrent 36% i forhold til "base case", eller omtrent to ganger innsparingen er vist for den tidligere kjente løsning uten re-sirkulasjon.

[0065] Ved videre økning av resirkuleringsstrømmen, til 66%, kan det ses at de tilsvarende reduksjoner er nesten 50% sammenlignet med "base case". Fagmannen vil forstå at reduksjoner i lasten som beskrevet ovenfor kan brukes for å redusere belastningen på CLSO utstyret, å redusere størrelsen på den flytende LNG-kondenseringsenhet, eller for en vesentlig økning av LNG-produksjonskapasiteten, og betydelig forbedre systemets økonomisk avkastning. Legg merke til at reduksjon i belastningen på det utstyr ombord den flytende LNG-enheten blir oppnådd fordi belastningen på plattformutstyr, særlig kompressor 5 og luft kjøler 6, er øket. Imidlertid er denne kompressor og luftkjøleren er nødvendig i alle tilfeller, og større kapasitet ikke koster mye ekstra. Som vist med beregningene ovenfor, gjør foreliggende oppfinnelse det mulig å øke belastningen eller øke produksjonen på den flytende LNG-kondenseringsenhet, og samtidig opprettholde den høyeste sikkerheten og

miljøstandarder.

Eksempel 2

[0066] Tabell 2 viser simuleringsresultater for et annet eksempel på grunnlag av figur 2 og med gass inneholdende 1 mol% nitrogen, 95 mol% metan, 2 mol% etan, 1 mol% propan, 0,5 mol% i-butan og 0,5 mol% n -butan. LNG-produksjonshastighet er 122 metriske tonn per time, og de to kolonnene viser tilfelle 1 med en 0% og tilfelle 2 hvor 60% av strømningen i strømmen 22 resirkuleres fra CLSO til plattformen i undervanns-rørledning 9.

[0067] Kondenseringsanleggets kompressor 18, 18 'og 18' 'har en polytropisk effektivitet 82%, flytendegjøringsekspanderen har en polytropisk virkningsgrad på 79% og alle luftkjølere har gassutløpstemperatur på 20 ° C. Undervanns-rørledninger 7 og 9 har hver ubetydelig trykkfall og sjøvannstemperaturen er 20 ° C, så det er ingen varmeveksling med sjøvann.

[0068] Tabell 2 viser at nettoeffekten som er nødvendig ombord i CLSO, dvs. Effekten til kompressorene 18, 18 ', 18", og ekspander 17, er redusert fra 72,4 MW til 56,2 MW, eller med ca 22%, i henhold til foreliggende oppfinnelse, ved hjelp av eksemplifiserte parametere og et enkelt nitrogen kondenseringssystem. Det er signifikant at nettoeffekt kreves på forbehandlingsenheten pluss CLSO, dvs. Effekten på kompressorene 5, 18, 18 ', 18", og ekspander 17, også er redusert i henhold til oppfinnelsen, fra

79,3 MW til 73,3 MW, eller med ca. 8%, alle i forhold til tradisjonelle anlegg uten varmeveksling med den innkommende gass til en gassresirkulerings tilbake til før-behandlingsenheten. Dette er et uventet resultat. Forklaringen på dette er at CLSO LNG-anlegget benytter et enkelt nitrogensyklus

kjølesystem, som har forholdsvis lav virkningsgrad.

[0069] Reduksjonen av entalpien og temperaturen av gassen som innføres i LNG-varmeveksleren 14 fra rørledning 13, dvs. en entalpi reduksjon fra -175 til - 321 kJ / kg, og en temperaturreduksjon fra -20 til -51 °C av den samme gasstrøm, viser klart at foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en løsning som både reduserer netto kraftbehov og reduserer kjølereffekten ombord på CLSO. Følgelig tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en løsning for kystnør flytendegjøring av LNG som gjør det mulig å anvende nitrogen som kjølemiddel for LNG-varmeveksleren, og dermed sørger for et LNG-anlegg som tilfredsstiller kravene til sikkerhet og miljø, med et signifikant redusert

spesifikt effektbehov.

Eksempel 3

[0070] Tabell 3 viser simuleringsresultater for et tredje eksempel basert delvis på figur 2, hvor gassen forhåndskjølesløyfen er identisk med figur 2 i henhold til oppfinnelsen, men hvor LNG-anlegget nedstrøms for strøm 13 er blitt erstattet med det mest effektiv nitrogen LNG-anlegget tilgjengelig. Dette kondenseringsanlegget er beskrevet i et patent eies av Air Products and Chemicals, Inc., patent nummer US 8,656,733 B2, mer spesifikt, beskrivelsen i forbindelse med figur 1 som finnes i spalte 4, linje 36 til spalte 5, linje 67.

[0071] På samme måte som eksempel 2, den inneholder forbehandlede gass i linje 4 1 mol% nitrogen, 95 mol% metan, 2 mol% etan, 1 mol% propan, 0,5 mol% i-butan og 0,5 mol% n-butan . LNG produksjonsraten er 122 tonn per time. LNG-anleggets kompressor, som i likhet med kompressoren 18, 18 'og 18' 'i figur 2 komprimerer nitrogen, har polytropisk effektivitet på 82%. Flytendegjøringsekspanderne har alle polytropisk virkningsgrad på 79%. Alle luftkjølere, som opererer som kompressorkjølere og etterkjøler, har nitrogengass utløpstemperatur på 20 ° C. Undervanns-rørledninger 7 og 9 har hver ubetydelig trykkfall og sjøvannstemperaturen er 20 ° C, så det er ingen varmeveksling med sjøvann.

[0072] De to kolonner i tabell 3 viser tilfellet 1 med 0% og tilfellet 2 hvor 60% av strømningen i strømmen 22 resirkuleres fra CLSO til plattformen i undervanns-rørledning 9.

[0073] Tabell 3 viser at den nettoeffekt som kreves ombord på CLSO, det vil si netto krafttilførselen til kompressoren og ekspansjonssystem, reduseres fra 38,5 MW til 31,5 MW, eller med omtrent 18%, i henhold til foreliggende oppfinnelse, ved å bruke eksemplifiserte parametere og et av de mest avanserte og effektive nitrogen flytendegjøringssystemer tilgjengelig (Air Products and Chemicals, Inc., patent nummer US 8656733 B2). Basert på dette er formålet med den foreliggende oppfinnelse fullt ut oppnås selv med

de mest avanserte nitrogen kondenseringssystem.

Eksempel 4

[0074] Eksempel 4 viser sammenligning av et meget effektivt kondenseringssystem basert på hydrocarbon kjølemiddel, et av de mest vanlige og relativt effektive kondenseringssystemer basert på nitrogen kjølemiddel, og foreliggende oppfinnelse i kombinasjon med patenter US 8,656,733B2, som beskrevet ovenfor med henvisning eksempel 3, og US8,376,033B2 (GEA Batignolles Technologies TH ERM IQU ES). US8,376,033B2, vedrører varmevekslere som består av rør med rillede finner, se særlig figurene 2, 3, 4, 5, 6 og den tilhørende detaljerte beskrivelsen i spalte 4, linje 4 til kolonne 5, linje 56.

[0075] US-patent 8,656,733B2 beskriver en ekstremt effektiv kondenseringsprosess ved hjelp av nitrogen kjølemiddel. I hovedsak er dette en to-trinns prosess, som splitter nedkjøling laster mellom kjøligere og varmere nivåer. En stor del av nitrogenet er pre-avkjølt og ekspandert slik at temperaturen er egnet for gassavkjøling ved relativt varme nivåer. En mindre mengde er pre-avkjølt og ekspandert til en lavere temperatur og trykk, egnet for lavtemperaturen kjøleeffekt.

[0076] Patent US8,376,033B2 beskriver en metode for å forbedre effektiviteten til luftkjølere. I luftkjølere, strømmer fluidet som skal kjøles inne i rørene. Utsiden av rørene er utstyrt med kjøleribber, effektivt å øke kontaktområdet mellom rørene og luften. Imidlertid, er noen deler av kjøleribbene i "skyggen" av rørene. I hovedsak beskriver dette patent en oppfinnelse hvor luften strømmer hele veien rundt rørene, eliminerer denne "skyggen", og således benytte en stor del av den totale kjølefinneområdet.

[0077] Resultatene av sammenligningen er vist i tabell 4, basert på følgende: • Gassammensetning: 1 mol% N2, 95 mol% metan, 2 mol% etan, 1 mol% propan og 1 mol% butan (0,5 mol% i-butan og 0,5 mol% n-butan).

• LNG produksjonsrate: 122 000 kg /1 eller 34 kg / s (ca 1 MTPA)

• Spesifikt strømforbruk, hydrokarbonbasert kjølemiddel med vannkjøling:

0,27 kWh / kg

• Spesifikt strømforbruk, dual nitrogen kondensering med vannkjøling: 0,45 kWh / kg. Dette er basert på typisk effektivitet for de mest vanlige nitrogenbaserte LNG-systemer, dual nitrogen.

• Entalpi endring av den pre-prosesserte gassen i flytendegjøringsprosessen (dH i tabell 4): 800 kJ / kg

[0078] Plasskrav for luftkjølere: 1000 m2 per 100 MW kjøling. Dette er redusert til 800 m2 per 100 MW kjøling ved hjelp av luftkjølte varmevekslere i henhold til patent US8,376,033.

[0079] Som tabell 4 viser, krever foreliggende oppfinnelse i kombinasjon med patenter US 8,656,733B2 og US8,376,033B2 mindre energi ved CLSO, er overlegen hva angår miljø og sikkerhet, og benytter luftkjølere med meget moderat fotavtrykkkrav på 470 m2. I motsetning til dette, som vist i tabell 1, ville et tradisjonelt dobbelt nitrogenkondenseringssystemet uten trekk ifølge foreliggende oppfinnelse med forbedringer angående kondenseringsprosess og luftkjølere, henholdsvis, slik det er beskrevet i patentene US 8,656,733B2 og US8,376,033B2, kreve 931 m2, eller mer enn dobbelt så mye plass. Disse fordelene kan brukes for å øke kondenseringshastigheten på CLSO, i vesentlig grad forbedrer økonomien i flytendegjøringsprosjekter basert på CLSO teknologien.

[0080] For en fagmann på området, og avhengig av tillatelser og miljømessige forhold, vil det være mulig å optimalisere systemet ved hjelp av en ekspansjonsanordning i stedet for, eller i kombinasjon med, ventil 22. Undervanns rørledninger kan være et enkelt rør eller parallell rør fra plattformen til CLSO eller flere parallelle fleksible eller stive rør. Det samme vil være tilfelle for resirkuleringsrøret. Fagpersonen vet også, som vist i figurene 2 og 3, at det ikke er noen utvinning av naturgassvæsker (NGL) på CLSO. All gass som ankommer CLSO blir gjort flytende og lagret i LNG-tanker før eksport, med unntak av en liten sidesidestrøm av brenngass. Fagpersonen vet også at på plattformen, kan svært effektivt kombinertsyklus kraftverk bli brukt, slik at mens tabell 2 viser nettoøkning i kompressor 5 kraft, er driftskostnadene kostnadene for kompressor 5 lavere enn driftskostnadene til CLSO enkelsyklus gassturbiner. Mens plattformen er forutsatt i eksemplene, kan den fjernfliggende forbehandlingen og komprimeringen av gass også finne sted på land eller på en separat flytende fartøy.

Claims (14)

1. Fremgangsmåte for LNG-produksjon, hvor naturgass er forhåndsbehandlet i en forbehandlingsenhet for å gi en forhåndsbehandlet gasstrøm som hovedsakelig omfatter metan, og hvor forbindelser potensielt størkne i kondenseringsprosess er redusert til et nivå lavere enn 50 ppm, hvor den forbehandlede gasstrømmen komprimeres til et trykk på 100 - 300 bar absolutt, hvor den forbehandlede og komprimert gass er overført i en undersjøisk rørledning til en fjerntliggende flytende LNG kondenseringsenhet, hvor gassen som overføres til den flytende LNG-fortettingsenheten blir ekspandert til et trykk på 40 til 100 bar abs, og deretter føres inn i en LNG-varmeveksleren og avkjøles mot et kjølemiddel for å produsere flytende naturgass (LNG),karakterisert vedat gasstrømmen etter ankomst ombord den flytende LNG-kondenseringsenhet, etter å ha vært ekspandert og før den innføres i LNG-varmeveksleren, blir delt i to gass-strømmer for å gi en første delte gasstrøm som føres inn i LNG-varmeveksleren, og en andre delte gasstrøm som blir oppvarmet ved varmeveksling mot den innkommende trykksatte gass for kjøling av denne, hvor den oppvarmede andre gasstrøm blir overført til forbehandlingsenheten.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat ekspansjonen av gassen etter ankomst ombord den flytende LNH flytendegjøringsenheten og før innføring av gassen inn i LNG-varmeveksleren, omfatter en isentalpisk ekspansjon.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisertv e d at den oppvarmede andre gassen etter å ha blitt overført til forbehandlingsenheten, blir blandet med den forbehandlede gass-strøm, komprimert sammen med den forbehandlede gasstrøm og overførts til den flytende LNG-flytendegjøringsenheten.

4. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat den forbehandlede gassen blir komprimert ved et trykkforhold på minst 1,5, fortrinnsvis minst 2,0 eller minst 3,0, før den blir overført til den flytende LNG-kondenseringsenheten, og at gass etter ankomst til den flytende LNG enheten ekspanderes isentalpisk ved I det vesentlige samme forholdet som komprimering.

5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat den første delte gasstrømmen utgjør 30 til 70% av den ekspanderte gasstrømmen.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisert vedat den første delte gasstrømmen utgjør 40 - 60% av den ekspanderte gass-strøm, slik som ca. 50%.

7. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat den forbehandlede og komprimert gasstrøm avkjøles til en temperatur på -10 til 60 °C før de blir overført i den undersjøiske rørledning.

8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat kjølevæsken i LNG-varmeveksleren er nitrogen.

9. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat kjølevæsken som er oppvarmet ved flytendegjøring av LNG blir trukket ut av LNG-varmeveksleren og komprimert i kompresjonstrinn, hvor kjølemidlet avkjøles i en kjølesyklus ved hjelp av luftkjølere mellom kjølemiddelkompresjonstrinnene.

10. Et system for flytendegjøring av naturgass for å produsere LNG, hvor systemet omfatter en forbehandlingsenhet (1) for å fjerne eller å redusere konsentrasjonen av forbindelser som kan danne faststoffer i flytendegjøringsprosessen til under 50 ppm og en gasskompressorenhet (5) å komprimere den forbehandlede naturgass, en gass-overføringsenhet (2) omfattende en gassoverføringsrørledningen (7) for overføring av den forbehandlede gass til en ekstern flytende LNG-kondenseringsenheten (3), hvor den flytende LNG-kondenseringsenheten omfatter en eller flere ekspansjonsenhet (er) (12) for ekspansjon av gassen, en LNG-varmeveksleren (14) for kjøling og derved kondensering av gassen for å produsere LNG, en LNG eksportlinje (15') for å trekke ut den produserte LNG fra LNG-varmeveksleren (14), og et LNG-kjøle kjølesystem (18, 19) for kjøling av oppvarmet kjølemiddel, og resirkulering av den avkjølte kjølevann til LNG-varmeveksleren,karakterisert vedat systemet i tillegg omfatter en gassresirkuleringsrørledning (10) for uttak av en del av gassen etter å ha blitt ekspandert og før den innføres i LNG-varmeveksleren (14), idet resirkuleringsrørledningen (10) er anordnet for å innføre den uttrukne gass inn i en varmeveksler (11) for avkjøling av den innkommende komprimerte gassen fra gassoverføringsrørledningen (7), og hvor en undersjøisk gassreturrørledning (9) er innrettet for å overføre den uttrukne gass fra varmeveksleren (11) og tilbake til forbehandlingsenheten (1).

11. System ifølge krav 10,karakterisert vedat en eller flere utvidelsesenheten (e) (12) omfatter en eller flere ventiler for isentalpisk ekspansjon av gassen.

12. System ifølge krav 10 eller 11,karakterisert vedat gassreturrørledning (9) er forbundet med kompressorenheten (5) for re-kompresjon og resirkulering av gassen til den flytende LNG-kondenseringsenheten (3).

13. Systemet ifølge et hvilket som helst av kravene 10 til 12,karakterisert vedat ved at en kjøler (6) er anordnet etter kompresjonsenheten (5) for å kjøle gassen før den blir introdusert inn i gassoverføringsrøret (7).

14. Systemet ifølge et hvilket som helst av kravene 10 til 13,karakterisert vedat en eller flere serielt forbundne kompresjonsenheter (18, 18', 18") for kompresjon kjølemiddel og luftkjølere (19, 19', 19") for kjøling av kjølemiddelet er anordnet etter kompresjonstrinnene.