NO314960B1 - Fremgangsmåte for kondensering av en flerkomponent naturgasström inneholdende minst en frysbar komponent - Google Patents
Fremgangsmåte for kondensering av en flerkomponent naturgasström inneholdende minst en frysbar komponent Download PDFInfo
- Publication number
- NO314960B1 NO314960B1 NO19996557A NO996557A NO314960B1 NO 314960 B1 NO314960 B1 NO 314960B1 NO 19996557 A NO19996557 A NO 19996557A NO 996557 A NO996557 A NO 996557A NO 314960 B1 NO314960 B1 NO 314960B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- stream
- cooling
- liquid
- methane
- separation system
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 213
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 101
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 66
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 51
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 78
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 59
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 56
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 53
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 50
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 29
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims description 23
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 23
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims description 17
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 14
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 11
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 7
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 4
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 4
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 4
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 36
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 4
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- -1 C02 Chemical class 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N ethene;propane Chemical group C=C.CCC MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—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 only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
- F25J1/0202—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 only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute 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
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
-
- 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
-
- 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration 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
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
-
- 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
- F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
-
- 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
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
- F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
-
- 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
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
- F25J2220/84—Separating high boiling, i.e. less volatile components, e.g. NOx, SOx, H2S
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of 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
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
-
- 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
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
-
- 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
-
- 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
-
- 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
- F25J2280/00—Control of the process or apparatus
- F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation
-
- 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
- F25J2280/00—Control of the process or apparatus
- F25J2280/40—Control of freezing of components
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
-
- 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- 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
- Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
- Y10S62/929—From natural gas
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
Oppfinnelsens område
Denne oppfinnelsen vedrører en prosess for kondensering av naturgass og mer spesifikt en prosess for å produsere en trykksatt flytende naturgass (PLNG, "pressurized liquid natural gas").
Oppfinnelsen omhandler en fremgangsmåte ved fremstilling av trykksatt væske som er rik på metan fra en flerkomponent fødestrøm inneholdende metan, og en frysbar komponent som har en relativ flyktighet lavere enn metan. Videre er oppfinnelsen særpreget ved de trekk som går frem av krav l's karakteriserende del. Videre omhandler oppfinnelsen en fremgangsmåte ved separasjon av en flerkomponent fødestrøm omfattende minst metan, og minst en frysbar komponent som har en relativ flyktighet lavere enn metan for å produsere et væskeprodukt rik på metan. Videre er oppfinnelsen særpreget ved de trekk som går frem av krav 17's karakteriserende del. Oppfinnelsen omhandler også en fremgangsmåte ved fremstilling av kondensert naturgass med et trykk over ca. 1380 kPa fra en flerkomponent fødestrøm inneholdende metan og en frysbar komponent som har en relativ flyktighet lavere enn metan. Videre er oppfinnelsen særpreget ved de trekk som er særpreget ved de trekk som går frem av krav 27's karakteriserende del. I tillegg omhandler oppfinnelsen en fremgangsmåte ved kondensering av en flerkomponent strøm omfattende metan og minst én frysbar komponent for å gi en metanrik væske som har en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væsken er ved eller under dens boblepunkt. Videre er oppfinnelsen særpreget ved de trekk som går frem av krav 28's karakteriserende del.
Bakgrunn
Grunnet de rene forbrenningskvalitetene og anvendeligheten er naturgass i løpet av de senere årene anvendt i stor grad. Mange naturgasskiIder er lokalisert i fjerne områder, i stor avstand fra ethvert kommersielt marked for gassen. Noen ganger er en rørledning tilgjengelig for transport av den produserte naturgassen til et kommersielt marked. Dersom en rørledning ikke er mulig, prosesseres naturgassen ofte over i kondensert naturgass (som kalles LNG, "liquid natural gas") for transport til markedet.
Ett av de trekkene som skiller et LNG-anlegg fra andre er den store kapitalinvesteringen som er nødvendig for anleg-get . Utstyret som nyttes ved kondensering av naturgass er vanligvis relativt kostbart. Kondenseringsanlegget er byg-get opp av flere basissystemer, inkluderende gassbehandling for å fjerne urenheter, kondensering, kjøling, kraftenhe-ter, og lagrings- og skipslasteanlegg. Kostnadene for et LNG-anlegg varierer stort avhengig av plassering av anleg-get, og et typisk konvensjonelt LNG-anlegg kan koste fra US$ 5 mrd til US$ 10 mrd, inkluderende kostnader ved felt-utvikling. Anleggets kjølesystem kan stå for opptil 30 % av kostnadene.
LNG kjølesystemer er kostbare idet mye kjøleeffekt er påkrevet for å kondensere naturgass. En typisk naturgass introduseres i et LNG-anlegg ved trykk fra ca. 483 0 kPa til ca. 7600 kPa og ved temperaturer fra ca. 20°C til ca. 40°C. Naturgass, som hovedsaklig er metan, kan ikke kondenseres ved kun å øke trykket hvilket er tilfellet ved andre tyngre hydrokarboner anvendt i energiformål. Den kritiske temperaturen til metan er -82,5°C. Dette betyr at metan kun kan kondenseres under denne den temperaturen uavhengig av trykket. Siden naturgass er en blanding av gasser, kondenseres den over et område av temperaturer. Den kritiske temperaturen til naturgass er mellom ca. -85°C og -62°C. Naturgass-komposisjoner kondenserer typisk i temperaturområdet fra ca. -165°C og -155°C ved atmosfærisk trykk. Siden kjøleut-styr er en så vesentlig del av LNG anleggskostnadene, er stor innsats lagt ned for å redusere kjølekostnadene.
I mange tidligere systemer for kondensering av naturgass ledes gassen sekvensielt ved et elevert trykk gjennom et flertall av kjøletrinn der gassen kjøles til suksessivt lavere temperaturer til gassen kondenserer. Konvensjonell kondensering kjøler gassen til en temperatur på ca. -160°C ved eller nært atmosfærisk trykk. Kjølingen gjennomføres vanligvis gjennom varmeveksling med ett eller flere kjøle-medier så som propan, propen, etan, eten, og metan. Av de mange kjølesykluser som har blitt anvendt ved kondensering av naturgass er de tre mest vanlige typene som anvendes i LNG-anlegg idag: 1) kaskadesyklus, hvilken anvender flere enkeltkomponent kjølemedier i varmevekslere som er arran-gert til progressivt å redusere temperaturen i gassen til en kondenseringstemperatur, 2)ekspansjonssyklus, hvilken ekspanderer gass fra høyt trykk til lavt trykk med korre-sponderende reduksjon i temperatur, og 3) flerkomponent kjølesyklus, hvilken anvender et flerkomponent kjølemedium i spesielt konstruerte varmevekslere. De fleste konden-seringssykluser for naturgass nytter variasjoner eller kombinasjoner av disse tre basistypene.
I konvensjonelle LNG-anlegg må vann, karbondioksid, svovel-inneholdende forbindelser så som hydrogensulfid og andre sure gasser, n-pentan og tyngre hydrokarboner inkluderende bensen i vesentlig grad fjernes fra naturgassprosessen ned til ppm-nivå. Noen av disse forbindelsene vil fryse og forårsake problemer med plugging i prosessutstyret. Andre forbindelser, så som de inneholdende svovel, fjernes typisk for å møte salgsspesifikasjoner. I et konvensjonelt LNG-anlegg er utstyr for gassbehandling påkrevet for å fjerne karbondioksid og sure gasser. Gassbehandlingsutstyret nytter typisk en kjemisk og/eller fysikalsk løsningsmiddel re-generativ prosess og krever omfattende kapitalinvestering-er. Driftskostnadene er også høye. Tørrsjikt dehydratorer, så som molekylsikter, er nødvendig for å fjerne vanndampen. En skrubberkolonne og fraksjoneringsutstyr nyttes vanligvis for å fjerne de hydrokarbonene som tendenserer å forårsake problemer med plugging. Kvikksølv blir også fjernet i et konvensjonelt LNG-anlegg da det kan forårsake Bkader på utstyr laget av aluminium. En stor del av nitrogenet som kan finnes i naturgass fjernes i tillegg etter prosessering siden nitrogen ikke forblir i væskefase under transport av konvensjonell LNG og siden nitrogengass i LNG-beholderne ved levering av LNG er uønsket.
I industrien er det et stadig behov for en forbedret prosess for kondensering av naturgass hvilken minimerer mengden nødvendig utstyr for behandling.
Sammendrag
Oppfinnelsen vedrører generelt en prosess for å produsere trykksatt kondensert naturgass (PLNG, "pressurized lique-fied natural gas") der naturgass fødestrømmen inneholder en frysbar komponent. Den frysbare komponenten kan være enhver komponent som potensielt kan danne fast stoff i separasjonssystemet, selv om den typisk er C02, H2S, eller en annen syr gass.
I prosessen i denne oppfinnelsen introduseres en flerkomponent fødestrøm inneholdende metan og en frysbar komponent, som har lavere flyktighet enn metan, til et separasjonssystem som har en fryseseksjon som drives ved et trykk over ca. 1380 kPa og under faststoffdannende betingelser for den frysbare komponenten, og en destillasjonsseksjon under fryseseksjonen. Separasjonssystemet, som har en kontrollert frysesone (CFZ, "controlled freezing zone"), produserer en dampstrøm som er rik på metan og en væskestrøm som er rik på den frysbare komponenten. Minst en del av dampstrømmen kjøles for å produsere en kondensert strøm som er rik på metan og som har en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt. En første del av den kondenserte strømmen tas ut fra prosessen som en trykksatt, kondensert produktstresm (PLNG). En andre del av den kondenserte strømmen returneres til separasjonssystemet for å tilveiebringe kjøleytelse til separasjonssystemet.
I en utforming tas en dampstrøm fra en øvre del av separasjonssystemet og komprimeres til et høyere trykk og kjøles. Den kjølte, komprimerte strømmen ekspanderes deretter i en ekspansjonsanordning for å gi en altoverveiende væskestrøm. En første del av væskestrømmen fødes som en tilbakeløps-strøm til separasjonssystemet for derved å tilveiebringe åpen-krets kjøling til separasjonssystemet, og en andre del av væskestrømmen tas ut som en produktstrøm med temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt.
I en annen utforming tas en dampstrøm ut fra en øvre del av separasjonssystemet og kjøles i et lukket-krets kjølesystem for å kondensere den metanrike dampstrømmen og gi en væske-strøm som har en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt.
Fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse kan anvendes både ved den første kondenseringen av naturgass ved tilførsels-kilden for lagring eller transport, og for å re-kondensere naturgassdamper avgitt under lagring og skipslasting. I samsvar med dette er et mål ved denne oppfinnelsen å tilveiebringe et forbedret, integrert kondenserings- og C02-fjerningsanlegg for kondensering eller re-kondensering av naturgass med høye C02-konsentrasjoner (høyere enn ca. 5%) . Et annet mål ved denne oppfinnelsen er å tilveiebringe et forbedret kondenseringssystem hvori vesentlig mindre kom-presjonskraft er krevet enn i kjente systemer. Enda et mål ved oppfinnelsen er å tilveiebringe en mer virksom kondenseringsprosess ved å holde prosesstemperaturen for hele prosessen over ca. -112°C for derved å muliggjøre at prosessutstyret kan lages av mindre kostbare materialer enn i en konvensjonell LNG-prosess der minst en del av prosessen drives ved temperaturer ned mot ca. -160°C. Den lave kjøletemperaturen i den konvensjonelle LNG-prosessen er meget kostbar sammenlignet med de relativt lave kjølebe-hovene nødvendig ved produksjon av PLNG i følge utførelsen av denne oppfinnelsen.
Kort beskrivelse av figurene
Foreliggende oppfinnelse og dennes fordeler forstås bedre ved henvisning til den følgende detaljerte beskrivelsen og de vedlagte figurene hvilke er skjematiske flytdiagrammer av representative utforminger av denne oppfinnelsen. Figur 1 er en skjematisk presentasjon av en kryogensk CFZ-prosess som generelt illustrerer en lukket-krets kjølesyk-lus for produksjon av PLNG i samsvar med prosessen i denne oppfinnelsen. Figur 2 er en skjematisk presentasjon av en kryogensk CFZ-prosess som generelt illustrerer en åpen-krets kjølesyklus for produksjon av PLNG i samsvar med prosessen i denne oppfinnelsen. Figur 3 er en skjematisk presentasjon av enda en annen utforming av foreliggende oppfinnelse hvori karbondioksid og metan separeres ved destillasjon i en destillasjonskolonne som har en CFZ der én topproduktstrøm er PLNG og en annen topproduktstrøm er produkt-salgsgass.
Flytdiagrammene illustrert i figurene er ulike utforminger for utførelse av prosessen av denne oppfinnelsen. Figurene er ikke ment å utelukke andre utforminger fra oppfinnelsen hvilke er resultat av alminnelige og forventede modifikasjoner av disse spesifikke utformingene. Ulike nødvendige undersystemer, så som pumper, ventiler, flytstrømnings-blandere, reguleringssystemer, og sensorer er utelatt fra figurene for forenkling og for å lette presentasjonen.
Beskrivelse av de foretrukne utformingene
Prosessen i denne oppfinnelsen separerer ved destillasjon i et separasjonssystem en flerkomponent strøm som inneholder metan og minst én frysbar komponent med en relativ flyktighet lavere enn metan der separasjonssystemet har en kontrollert frysesone (CFZ). Separasjonssystemet produserer en toppdampstrøm som er rik på metan og et bunnprodukt som er rikt på den frysbare komponenten. Minst en del av topp-dampstrømmen kondenseres deretter for å gi et kondensert naturgassprodukt med en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under boblepunktet. Dette produktet betegnes av og til i denne beskrivelsen som trykksatt flytende naturgass (PLNG). En annen del av den kondenserte toppstrømmen returneres til separasjonssystemet som en tilbakeløpsstrøm.
Med boblepunkt menes den temperatur og det trykket der væsken begynner å gå over til gass. Dersom et gitt volum PLNG holdes ved konstant trykk mens temperaturen økes vil boblepunktet være den temperaturen der bobler begynner å dannes i PLNG. Tilsvarende vil boblepunktet til et gitt volum PLNG være det trykket der bobler begynner å dannes når temperaturen holdes konstant mens trykket reduseres. Ved boblepunktet er blandingen en mettet væske. Det fore-trekkes at PLNG ikke kun kondenseres til dets boblepunkt, men at det kjøles ytterligere for å underkjøle væsken. Underkjøling reduserer mengden avdampede gasser ved lagring, transport og håndtering.
Før denne oppfinnelsen var det velkjent blant fagpersoner at CFZ kunne fjerne uønsket C02. Det var ikke forstått at CFZ-prosessen kunne integreres i en kondenseringsprosess for å produsere PLNG.
Prosessen i denne oppfinnelsen er mer økonomisk å benytte idet den krever mindre kraft for å kondensere naturgassen i forhold til tidligere prosesser, og utstyret som anvendes i denne prosessen kan fremstilles av mindre kostbare materialer. For sikker drift krever til sammenlikning tidligere prosesser som produserer LNG ved atmosfærisk trykk med temperaturer så lave som -160°C prosessutstyr som lages av kostbare materialer.
Ved utførelsen av denne oppfinnelsen reduseres nødvendig energi for å kondensere naturgass som inneholder store konsentrasjoner av en frysbar forbindelse, så som C02, vesentlig i forhold til en konvensjonell prosess for produksjon av LNG fra slik naturgass. Reduksjon i nødvendig kjøleenergi i prosessen i foreliggende oppfinnelse gir stor reduksjon i kapitalkostnader, proporsjonale lavere drifts-kostnader, og økt virkningsgrad og pålitelighet, hvilke alle i stor grad fremmer økonomien ved produksjon av kondensert naturgass.
Ved rådende driftstrykk og -temperaturer i foreliggende oppfinnelse kan ca. 3,5 vekt% nikkelstål anvendes i rør og utstyr i den kaldeste delen av kondenseringsprosessen mens det mer kostbare 9 vekt% nikkel eller aluminium er nød-vendig i det samme utstyret i en konvensjonell LNG-prosess. Dette representerer en annen vesentlig kostreduksjon knyt-tet til prosessen i denne oppfinnelsen sammenliknet med tidligere LNG-prosesser.
Den første vurderingen i kryogensk prosessering av naturgass er kontaminering. Ubehandlet naturgassføde som er velegnet for prosessen i denne oppfinnelsen kan omfatte naturgass oppnådd fra en råoljebrønn (assosiert gass) eller fra en gassbrønn (ikke-assosiert gass). Sammensetningen av naturgass kan variere i stor grad. Som brukt heri inneholder en naturgasstrøm metan (Ci) som en hovedkomponent. Naturgassen vil typisk også inneholde etan (C2) , høyere hydrokarboner (C3+) , og mindre mengder av kontaminanter så som vann, karbondioksid, hydrogensulfid, nitrogen, butan, hydrokarboner med seks eller flere karbonatomer, smuss, jernsulfid, voks, og råolje. Løseligheten av disse kontami-nantene varierer med temperatur, trykk og sammensetning. Ved kryogenske temperaturer kan C02, vann og andre kontaminanter danne faste stoffer som kan tette kanaler i kryogenske varmevekslere. Disse potensielle problemene kan unn-gås ved å fjerne slike kontaminanter dersom betingelser som ligger innenfor fast fase temperatur-trykk fasegrensene for deres rene komponent forutses. I den følgende beskrivelsen av oppfinnelsen antas det at naturgassen inneholder C02. Dersom naturgassen inneholder tyngre hydrokarboner som kan fryse ut under kondenseringen vil disse tunge hydrokarbonene fjernes med C02.
En fordel med foreliggende oppfinnelse er at de høyere
driftstemperaturene tillater at naturgassen har høyere konsentrasjoner av frysbare komponenter enn mulig i en konvensjonell LNG-prosess. 1 et konvensjonelt LNG-anlegg som produserer LNG ved -160°C må for eksempel C02 være mindre enn
ca. 50 ppm for å unngå frysing. Ved å holde temperaturen over ca. -112°C kan naturgassen til sammenlikning inneholde opptil ca. 1,4 mol% C02 ved 112°C og ca. 4,2 % ved -95°C uten at fryseproblemer oppstår i kondenseringsprosessen i denne oppfinnelsen.
Moderate mengder nitrogen i naturgassen trenger heller ikke fjernes i denne prosessen fordi nitrogen vil forbli i væskefase med de kondenserte hydrokarbonene ved drifts-trykkene og -temperaturene i foreliggende oppfinnelse. Muligheten for å redusere og i noen tilfeller å utelate utstyr for gassbehandling og nitrogenfjerning gir vesentlige tekniske og økonomiske fordeler. Disse og andre fordeler ved oppfinnelsen vil forstås bedre ved henvisning til kondenseringsprosessen illustrert i figurene.
I figur 1 kommer en naturgass fødestrøm 10 fortrinnsvis inn til kondenseringsanlegget ved et trykk over ca. 3100 kPa og mer fortrinnsvis over ca. 4800 kPa og temperaturer fortrinnsvis mellom ca. 0 og 40°C; andre trykk og temperaturer kan imidlertid anvendes om ønskelig og systemet kan modifiseres i samsvar med dette. Dersom gasstrømmen 10 er under ca. 1380 kPa kan den trykksettes ved anvendelse av egnede kompresjonsanordninger (ikke vist) som kan omfatte en eller flere kompressorer. I beskrivelsen av denne oppfinnelsen antas det at naturgasstrømmen 10 er passende behandlet for å fjerne vann ved anvendelse av konvensjonelle og velkjente prosesser (ikke vist i figur 1) for å gi en "tørr" naturgasstrøm.
Fødegasstrømmen 10 ledes gjennom kjøler 30. Kjøler 30 kan omfatte en eller flere konvensjonelle varmevekslere som kjøler naturgasstrømmen til kryogenske temperaturer, fortrinnsvis ned mot ca. -50°C til -70°C, og mer fortrinnsvis til temperaturer rett over frysetemperaturen til COa. Kjøleren 30 kan omfatte en eller flere varmevekslersystemer som kjøles av konvensjonelle kjølesystemer, én eller flere ekspansjonsanordninger som Joule-Thompson-ventiler eller turboekspansjonsanordninger, én eller flere varmevekslere som nytter væske fra den nedre seksjonen fra fraksjoneringskolonne 31 som kjølemedium, én eller flere varmevekslere som nytter bunnproduktstrømmen fra kolonne 31 som kjølemedium, eller enhver annen velegnet kjølekilde. Det foretrukne kjølesystemet vil avhenge av tilgjengelighet av kjølemediumkjøling, eventuelle plassbegrensninger, og miljø- og sikkerhetsvurderinger. Fagpersoner kan velge et passende kjølesystem ut fra driftsomstendigheter ved kondenseringsprosessen .
Den kjølte strømmen 11 som forlater fødekjøler 30 tran-sporteres inn i fraksjoneringskolonne 31 som har en CFZ, hvilken er en spesialseksjon som håndterer frysing og smelting av C02. CFZ-seksjonen har ikke pakkmateriale eller trau som i konvensjonelle destillasjonskolonner, men inneholder isteden én eller flere spraydyser og et smeltetrau. Fast C02 dannes i damprommet i destillasjonskolonnen og faller ned i væsken på smeltetrauet. Hovedsaklig alt fast-stoffet som dannes finnes i CFZ-seksjonen. Destillasjonskolonnen 31 har en konvensjonell destillasjonsdel under CFZ-seksjonen, og fortrinnsvis en annen destillasjonsdel over CFZ-seksjonen. Konstruksjon og drift av en fraksjoneringskolonne er kjent blant fagpersoner. Eksempler på CFZ-utforminger er illustrert i US patentnr. 4 533 372; 4 923 493; 5 062 270; 5 120 338; 5 265 428.
En COa-rik strøm 12 strømmer ut fra bunnen av kolonne 31. Væskebunnproduktet varmes i en fraksjoneringskoker 35 og en del returneres til den nedre seksjonen av kolonne 31 som fraksjonert damp. Den gjenværende delen (strøm 13) forlater prosessen som et C02-rikt produkt. En metanrik strøm 14 strømmer ut i toppen av kolonne 31 og ledes gjennom en varmeveksler 32 som kjøles av strøm 17 som er forbundet med et konvensjonelt lukket-krets kjølesystem 33. Et enkelt-, flerkomponent, eller kaskade kjølesystem kan nyttes. Et kaskadesystem vil omfatte minst to lukket-krets kjølesy-kluser. Lukket-krets kjølesystemet kan f. eks. anvende metan, etan, propan, butan, pentan, karbondioksid, hydrogensulfid, og nitrogen som kjølemedier. I lukket-krets kjølesystemet nyttes fortrinnsvis propan som hovedbestand-del av kjølemediet. Selv om det i figur kun vises en varmeveksler 32, kan flere varmevekslere anvendes ved utførelsen av denne oppfinnelsen for å kjøle dampstrømmen 14 i flere trinn. Varmeveksler 32 kondenserer fortrinnsvis nærmest all damp i dampstrøm 14 til væske. Strøm 19 som forlater varmeveksleren har en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt. En første del av væskestrømmen 19 ledes som strøm 20 til en velegnet lagringsanordning 34, så som en stasjonær lagringstank eller en frakter så som et PLNG-skip, -transportvogn, eller -jernbanevogn for oppbevaring av PLNG ved en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt. En andre del av væskestrømmen 19 returneres som strøm 21 til separasjonskolonne 31 for å gi kjøling til separasjonskolonnen 31. De relative andelene av strømmene 2 0 og 21 vil avhenge av sammensetningen av fødegassen 10, driftsbetingelser i separasjonskolonnen 31, og ønskede pro-duktspesifikasjoner .
Ved lagring, transportering, og behandling av kondensert naturgass kan det forekomme en stor del "avdamping" ("boil-off") der gassene skyldes fordamping av kondensert naturgass. Prosessen i denne oppfinnelsen kan eventuelt re-kondensere avdampet gass som er rik på metan. I figur 1 kan slik gass 16 eventuelt introduseres til dampstrøm 14 før kjøling i varmeveksler 32. Trykket i den avdampede gassen bør være det samme eller nært trykket til gasstrøm 14. Avhengig av trykket i den avdampede gassen kan det være at den avdampede gassen må trykkjusteres i en eller flere kompressorer eller ekspandere (ikke viBt i figurene) for å tilpasses trykket der den avdampede gassen kommer inn i kondenseringsprosessen.
En mindre del av dampstrømmen 14 kan eventuelt fjernes fra prosessen som brennstoff (strøm 15) som tilførsel av en del av den kraft som er nødvendig for å drive kompressorer og pumper i kondenseringsprosessen. Dette brennstoffet kan eventuelt anvendes som en kjølemediumkilde for å assistere kjølingen av fødestrøm 10.
Figur 2 viser skjematisk en annen utforming av denne oppfinnelsen der åpen-krets kjøling anvendes for å skaffe kjø-ling til separasjonskolonne 51 og for å produsere PLNG. I figur 2 fødes en flerkomponent gasstrøm 50 som inneholder metan og karbondioksid og som er dehydrert og avkjølt ved enhver form for kjøling (ikke vist i figur 2) til en CFZ-kolonne 51 som altoverveiende har samme konstruksjon som separasjonskolonne 31 i figur l. Denne utformingen håndterer effektivt den mulige dannelsen av faste stoffer i kondenseringsprosessen ved å føde strøm 64 direkte til CFZ-kolonnen 51.
Temperaturen til gassen som fødes til CFZ-kolonne 51 er fortrinnsvis over COa-frysetemperaturen. En metananriket dampstrøm 52 forlater toppen av kolonne 51 og en karbondi-oksidanriket strøm 53 forlater bunnen av kolonne 51. Væskebunnproduktet varmes i en fraksjoneringskoker 65 og en del returneres til den nedre delen av CFZ-kolonne 51 som fraksjonert damp. Den gjenværende delen (strøm 54) forlater prosessen som et C02-anriket væskeprodukt.
En første del av toppstrømmen 52 tilbakeføres til CFZ-kolonnen 51 som strøm 64 for å gi åpen-krets kjøling til CFZ-kolonnen. En andre del av toppstrømmen 52 tas ut (strøm 63) som en PLNG-produktstrøm med et trykk som er ved eller nært driftstrykket i kolonne 51 og ved en temperatur over ca. -112°C. En tredje del av toppstrømmen 52 kan eventuelt tas ut (strøm 59) for bruk som salgsgass eller for videre prosessering.
De vesentlige komponentene i åpen-krets kjøling i denne utformingen omfatter å komprimere toppstrømmen 52 som strøm-mer ut i toppen av kolonne 51 i én eller flere kompressorer 57, å kjøle den komprimerte gassen i en eller flere kjølere 58, å lede minst en del av den kjølte gassen (strøm 61) til en eller flere ekspansjonsanordninger 62 for å redusere trykket i gassen og kjøle den, og å føde en del (strøm 64) av den kjølte, ekspanderte strømmen til CFZ-kolonnen 51. Det å tilbakeløpskjøle en del av toppstrømmen 52 i denne prosessen gir en åpen-krets kjøling til CFZ-kolonne 51. Strøm 60 kjøles fortrinnsvis i varmeveksler 55 som også varmer toppstrøm 52. Trykket i strøm 64 reguleres fortrinnsvis ved å styre mengden kompresjon i kompressor 57 for å sikre at trykket i fluidstrømmene 60, 61 og 64 er tilstrekkelig høyt til å hindre dannelse av faste stoffer. Det å returnere minst en del av toppdampstrøm 52 til den øvre delen av kolonne 51 som væske kondensert ved åpen-krets kjøling, sørger også for tilbakeløp til kolonne 51.
CFZ-kolonne 51 har en konvensjonell destillasjonsdel under CFZ-seksjonen og kan ha en annen destillasjonsdel over CFZ-seksjonen. CFZ-seksjonen håndterer enhver dannelse og smelting av C02-faststoffer. Under oppstart kan hele strøm 64 ledes direkte til CFZ-seksjonen. Etter hvert som strøm 64 inneholder mindre av stoffene som kan stivne, kan mer av strøm 64 fødes til destillasjonsdelen i kolonnen over CFZ-seksjonen.
Figur 3 illustrerer skjematisk en annen utforming av denne oppfinnelsen der det i prosessen i oppfinnelsen produseres både PLNG og salgsgass som produktstrømmer. I denne utformingen er topproduktstrømmene 50 % PLNG (strøm 126) og 50 % salgsgass (strøm 110). Ytterligere PLNG opp til 100 kan imidlertid produseres ved å tilveiebringe ekstra kjø-ling enten fra varmevekslere med kaldere fluid eller ekstra trykkfall ved ekspansjonsanordningen gjennom installasjon av flere kompressorer og etterkjølere. Likeledes kan mindre PLNG produseres ved å anvende mindre kjøling.
I figur 3 antas det at naturgassfødestrøm 101 inneholder over 5 mol% C02 og at den er nærmest fri for vann for å hindre frysing og hydratdannelse i prosessen. Etter dehy-drering kjøles, trykkavlastes, og fødes fødestrømmen destillasjonskolonne 190 som drives ved et trykk i området fra ca. 1379 kPa til ca. 4482 kPa. Destillasjonskolonne 190, som har en CFZ-seksjon tilsvarende separasjonskolonne 31 i figur l, separerer fødestrømmen i et metanrikt damp-topprodukt og et karbondioksidrikt væskebunnprodukt. I utførelsen av denne oppfinnelsen har destillasjonskolonne 190 minst to, fortrinnsvis 3, atskilte seksjoner: en destillasjonsseksjon 193, en kontrollert frysesone (CFZ) 192 over destillasjonsseksjon 193, og eventuelt en øvre destillasjonsseksjon 191.
I dette eksempelet introduseres føden til den øvre delen av destillasjonsseksjon 193 via strøm 105 der den gjennomgår typisk destillasjon. Destillasjonsseksjonene 191 og 193 inneholder trau og/eller pakkmateriale og sørger for den nødvendige kontakten mellom fallende væske og stigende damp. De lettere dampene forlater destillasjonsseksjon 193 og kommer inn i kontrollert frysesone 192. idet dampene kommer inn i sone 192 kommer den i kontakt med væske (sprayet frysesone væsketilbakeløp) som strømmer ut av dyser eller væskestrålemontasjer 194. Dampene fortsetter deretter opp gjennom den øvre destillasjonsseksjonen 191. For virksom separasjon av C02 fra naturgassen i kolonne 190, er det nødvendig med kjøling for å tilveiebringe "væsketrafikk" i den øvre delen av kolonne 190. Ved ut-førelse av denne utformingen tilføres kjøling til den øvre delen av kolonne 190 gjennom åpen-krets kjøling.
I utformingen i figur 3 deles den innkomne fødegassen i to strømmer, strøm 102 og 103. Strøm 102 kjøles i en eller flere varmevekslere. I dette eksempelet nyttes tre varmevekslere 13 0, 131, og 132 for å kjøle strøm 102 og for å tjene som fraksjoneringskokere for å tilveiebringe varme til destillasjonsdelen 193 i kolonne 190. Strøm 103 kjøles av én eller flere varmevekslere som varmeveksler med en av bunnproduktstrømmene fra kolonne 190. Figur 3 viser to varmevekslere 133 og 141 som varmer bunnproduktet som forlater kolonne 190. Antallet varmevekslere som sørger for kjøling av fødestrøm vil imidlertid avhenge av et antall faktorer inkluderende, men ikke begrenset til, strømnings-rate av innløpsgass, sammensetning av innløpsgass, fødetem-peratur, og varmevekslingsbehov. Fødestrøm 101 kan eventuelt kjøles av en prosesstrøm som forlater kolonne 190 selv om dette ikke er vist i figur 3. Som en annen mulighet kan fødestrøm 101 kjøles minst delvis i konvensjonelle kjølesystemer så som lukket-krets, enkeltkomponent eller flerkomponent kj ølesystemer.
Strømmene 102 og 103 rekombineres og den kombinerte strømm-en ledes gjennom en passende ekspansjonsanordning, så som en Joule-Thompson-ventil 150, til omtrent driftstrykket i separasjonskolonne 190. En turboekspander kan eventuelt nyttes istedenfor Joule-Thompson-ventilen 150. Flash-ekspansjonen i ventil 150 gir en kald-ekspandert strøm 105 som føres til den øvre delen av destillasjonsseksjon 193 ved et punkt der temperaturen fortrinnsvis er høy nok til å unngå frysing av C02.
Toppdampstrøm 106 fra separasjonskolonne 190 ledes gjennom varmeveksler 145 som varmer dampstrøm 106. Den oppvarmede dampstrømmen (strøm 107) rekomprimeres ved ett-trinns kompresjon eller i et flertrinn kompressortog. I dette eksempelet strømmer strøm 107 suksessivt gjennom to konvensjonelle kompressorer 160 og 161. Etter hvert kompresjons-trinn kjøles strøm 107 i etterkjølere 138 og 139 som fortrinnsvis anvender omgivende luft eller vann som kjøleme-dium. Komprimeringen og kjølingen av strøm 107 gir en gass som kan selges til en naturgassrørledning eller prosesseres videre. Komprimeringen av dampstrøm 107 vil normalt være til et trykk som er i overensstemmelse med rørledningskrav.
En del av strøm 107 kan etter at den har strømmet gjennom kompressor eventuelt tas ut (strøm 128) for anvendelse som brennstoff i gassprosesseringsanlegget. En annen del av strøm 107 tas ut (strøm 110) som salgsgass etter at den har strømmet gjennom etterkjøler 139. Den gjenværende delen av strøm 107 ledes som strøm 108 til varmevekslerne 140, 136, og 137. Strøm 108 kjøles i varmevekslerne 136 og 137 med kalde fluid fra strøm 124 som kommer ut i bunnen av kolonne 190. Strøm 108 kjøles deretter ytterligere i varmeveksler 145 gjennom varmeveksling med toppdampstrøm 106, noe som fører til oppvarming av strøm 106. Strøm 108 trykkekspan-deres deretter i en passende ekspansjonsanordning, så som ekspansjonsenhet 158, til omtrent driftstrykket i kolonne 190. Strøm 108 deles deretter, og én del ledes som PLNG-produkt (strøm 126) med en temperatur over ca. -112°C og et trykk over ca. 1380 kPa til lagring eller transport. Den andre delen (strøm 109) strømmer inn i separasjonskolonne 190. Utløpstrykket fra kompressor 161 styres for å gi et trykk som er høyt nok til at trykkfallet over ekspansjonsenhet 158 gir nok kjøling til å sikre at strøm 109 og 126 hovedsaklig er metananriket væske. For å produsere ytterligere PLNG (strøm 126) kan ekstra kompresjonsytelse installeres etter kompressor 160 og før varmeveksler 136. For å starte prosessen fødes fortrinnsvis strøm 109 gjennom linje 109A og sprøytes direkte inn i CFZ-seksjonen 192 gjennom spraydyse 194. Etter oppstart kan strøm 109 fødes (strøm 109B) til den øvre seksjonen 191 av separasjonskolonne 190.
En C02-anriket væskeproduktstrøm 115 forlater bunnen av kolonne 190. Strøm 115 splittes i to strømmer, strøm 116 og strøm 117. Strøm 116 ledes gjennom en passende ekspansjonsanordning, så som en Joule-Thompson-ventil 153, til et lavere trykk. Strøm 124 som forlater ventil 153 varmes deretter i varmeveksler 136 og ledes gjennom en annen Joule-Thompson-ventil 154 og enda en annen varmeveksler 137. Den resulterende strømmen 125 blandes deretter med dampstrøm 120 fra separator 181.
Strøm 117 ekspanderes i en passende ekspansjonsanordning så som ekspansjonsventil 151 og ledes gjennom varmeveksler 133 for derved å kjøle fødestrøm 103. Strøm 117 føres deretter til separator 180, som er en konvensjonell gass-væske separasjonsanordning. Damp fra separator 180 (strøm 118) strøm-mer gjennom én eller flere kompressorer og høytrykkspumper for å øke trykket. Figur 3 viser en serie av to kompressorer 164, 165 og pumpe 166 med konvensjonelle kjølere 143 og 144. Produktstrøm 122 som forlater pumpe 166 i serien har et trykk og en temperatur velegnet for injeksjon i en underjordisk formasjon.
Væskeprodukter som forlater separator 180 i strøm 119 ledes gjennom en ekspansjonsanordning, så som ekspansjonsventil 152 og føres deretter gjennom varmeveksler 141 som varmeveksler med fødestrøm 103 for derved ytterligere å kjøle strøm 103. Strøm 119 føres deretter til separator 181, som er en konvensjonell gass-væske separasjonsanordning. Damp fra separator 181 ledes (strøm 120) til en kompressor 163 som etterfølges av en konvensjonell etterkjøler 142. Strøm 120 blandes deretter med strøm 118. Ethvert tilgjengelig kondensat i strøm 121 kan gjenvinnes ved konvensjonelle flash- eller stabiliseringsprosesser og kan deretter selges, forbrennes, eller nyttes som brennstoff.
Selv om separasjonssystemene illustrert i figurene 1-3 kun har én destillasjonskolonne (kolonne 31 i figur 1, kolonne 51 i figur 2, og kolonne 190 i figur 3), kan separasjonssystemet i denne oppfinnelsen omfatte to eller flere de-stillas jonskolonner. For å redusere høyden på kolonne 190 i figur 3 kan det for eksempel være ønskelig å dele kolonnen i to eller flere kolonner (ikke vist i figurene). Den før-ste kolonnen har to deler, en destillasjonsdel og en kontrollert frysesone over destillasjonsdelen, og den andre kolonnen har en destillasjonsdel som utfører de samme funk-sjonene som seksjon 191 i figur 3. En flerkomponent føde-strøm fødes til den første destillasjonskolonnen. Væske-bunnstrømmen fra den andre kolonnen fødes til frysesonen i den første kolonnen. Damptoppstrømmen fra den første kolonnen fødes til den nedre regionen i den andre kolonnen. Den andre kolonnen har den samme åpen-krets kjølesyklusen som den vist i figur 3 for kolonne 190. En dampstrøm fra den andre destillasjonskolonnen tas ut, kjøles, og en del av den tilbakeføres til den øvre delen av den andre sepa-rasj onskolonnen.
Eksempler
Simulerte masse- og energibalanser ble utført for å illu-strere utformingene vist i figurene 1 og 3, og resultatene er vist i henholdsvis tabellene 1 og 2 under. For dataene i tabell 1 ble det antatt at topproduktstrømmen var 100 % PLNG (strøm 20 i figur 1) og at kjølesystemet var et kaskade propan-etensystem. For dataene i tabell 4 ble det antatt at topproduktstrømmene var 50 % PLNG (strøm 126 i figur 3) og 50 % salgsgass (strøm 110 i figur 3).
Dataene ble oppnådd ved anvendelse av et kommersielt tilgjengelig prosessimuleringsprogram med navn HYSYS<®> (tilgjengelig fra Hyprotech Ltd., Calgary, Canada), men andre kommersielt tilgjengelige prosessimuleringsprogrammer kan anvendes for å utvikle dataene, for eksempel HYSIM<®>, PROII<®>, og ASPEN PLUS<®>, hvilke alle er kjent blant fagpersoner. Data presentert i tabellene er gitt for å gi bedre forståelse av utformingene vist i figurene 1 og 3, men oppfinnelsen skal ikke tolkes slik at den begrenses til disse. Temperaturene og strømningsratene er ikke ment å være begrensende for oppfinnelsen hvilken kan ha mange variasjoner i temperatur og strømningsrater ut fra beskrivelsene heri.
En ytterligere prosessimulering ble utført ved anvendelse av basis flytskjemaet vist i figur 1 (ved anvendelse av samme fødestrømsammensetning og temperatur som benyttet for å oppnå data i tabell l) for å produsere LNG ved nært atmosfærisk trykk og en temperatur på -161°C. Ved en CFZ/- konvensjonell LNG-prosess er det behov for vesentlig mer kjøling enn CFZ/PLNG-prosessen vist i figur 1. For å frem-skaffe nødvendig kjøling for produksjon av LNG med en temperatur på -161°C, må kjølesystemet utvides fra et propan/eten kaskadesystem til et propan/eten/metan kaskadesystem. I tillegg vil det være nødvendig å kjøle strøm 20 ytterligere ved anvendelse av metan samtidig som at pro-dukttrykket reduseres ved anvendelse av en væskeekspan-sjonsanordning eller Joule-Thompson-ventil for å gi et LNG-produkt med eller nært atmosfærisk trykk. På grunn av de lave temperaturene må C02 i LNG reduseres til ca. 50 ppm for å unngå driftsproblemer forbundet med frysing av C02 i prosessen istedenfor 2 % C02 som kan tillates i CFZ/PLNG-prosessen vist i figur 1.
Tabell 3 viser en sammenlikning av kjølemediumkompresjons-behovene i en konvensjonell LNG-prosess og PLNG-prosessen beskrevet i simuleringseksempelet i det foregående av-snittet. Som vist i tabell 3 var den totale nødvendige kompresjonskraften 67 % høyere ved produksjon av konvensjonell LNG sammenliknet med produksjon av PLNG i samsvar med utførelsen av denne oppfinnelsen.
En fagperson, og især en som har fordelen av beskrivelsene i dette patentet, vil se flere modifikasjoner og variasjoner i de spesifikke prosessene presentert over. Mange temperaturer og trykk kan for eksempel anvendes ifølge oppfinnelsen avhengig av totalkonstruksjonen til systemet og sammensetningen av fødegassen. Kjøletoget for fødegass kan også suppleres eller re-konfigureres avhengig av totalkon-struksjonsbehovene for å oppnå optimal og virksomme varme-vekslingskrav. I tillegg kan enkelte prosesstrinn fullføres ved å legge til anordninger som er ombyttbare med det viste utstyret. Separering og kjøling kan for eksempel oppnås i en enkelt anordning.
Claims (30)
1. Fremgangsmåte ved fremstilling av trykksatt væske 20 som er rik på metan fra en flerkomponent fødestrøm 10 inneholdende metan og en frysbar komponent som har en relativ flyktighet lavere enn metan
karakterisert ved at den omfatter trinnene : a) å introdusere flerkomponent fødestrømmen 10 til et separasjonssystem 31 med en fryseseksjon som drives ved et trykk på ca. 1380 kPa og under faststoffdannende betingelser for den frysbare komponenten, og en destillasjonsseksjon posisjonert under fryseseksjonen, der separasjonssystemet produserer en dampstrøm 14 som er rik på metan og en væskestrøm 12 som er rik på den frysbare komponenten; b) å kjøle 32 minst en del av dampstrømmen for å gi en kondensert strøm rik på metan med en temperatur over ca. - 112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt; c) å ta ut en første del 2 0 av den kondenserte strømmen fra trinn b) som en kondensert produktstrøm rik på metan,-og d) å introdusere en andre del 21 av den kondenserte strømmen fra trinn b) til separasjonssystemet 31 for å tilveiebringe kjøling til separasjonssystemet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1 karakterisert ved å introdusere den kondenserte produktstrømmen til en lagringsanordning 34 for lagring ved en temperatur over -112°C.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kjøletrinnet b) videre omfatter trinnene å komprimere 57 dampstrømmen 52 til en høytrykksstrøm, å kjøle minst en del 60 av den komprimerte strømmen i en varmeveksler 55, og å ekspandere 62 den kjølte, komprimerte strømmen til et lavere trykk hvorved den komprimerte strømmen kjøles ytterligere for å gi en kondensert strøm 63 rik på metan som har en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at kjølingen 55 av den komprimerte strømmen i varmeveksleren 55 er ved indirekte varmeveksling med dampstrømmen 52 fra trinn a).
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3 karakterisert ved at den videre omfatter å kjøle væskestrømmen 115 produsert i separasjonssystemet gjennom trykkekspansjon 153 og anvende den ekspanderte, kjølte væskestrømmen til å kjøle den komprimerte strømmen 108 ved indirekte varmeveksling 136 og 137.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 3 karakterisert ved at den videre omfatter å regulere trykket i den komprimerte strømmen og trykket i den ekspanderte strømmen for å hindre dannelse av faste stoffer i den kondenserte strømmen 109 som introduseres til separasjonssystemet 190.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at separasjonssystemet i trinn a) omfatter en første og en andre destillasjonskolonne, hvilken første kolonne omfatter en destillasjonsdel og en frysesone over destillasjonsdelen og hvilken andre kolonne omfatter en destillasjonsdel, som omfatter trinnene å introdusere flerkomponent fødestrømmen fra trinn a) til den første destillasjonskolonnen, å føde en damp-toppstrøm fra frysesonen til en nedre region i den andre destillasjonskolonnen, å ta ut en dampstrøm fra den andre destillasjonskolonnen og kjøle denne ifølge trinn b), å føde den andre delen av den kondenserte strømmen i trinn d) til den øvre delen av den andre separasjonskolonnen, å ta ut en væskebunnstrøm fra den andre destillasjonskolonnen, og å føde væskebunnstrømmen til frysesonen i den første destillasj onskolonnen.
8. Fremgangsmåte ifølge krav l, karakterisert ved at separasjonssystemet 190 omfatter en første destillasjonsdel 191, en andre destillasjonsdel 193 under den første destillasjonsdelen, og en frysesone 192 mellom den første og den andre destillasjonsdelen, og hvor den andre delen av den kondenserte strømmen 109B i trinn d) introduseres til den første destillasjonsdelen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kjølingen av damp-strømmen 14 i trinn b) effektueres i en varmeveksler 32 som kjøles av et lukket-krets kjølesystem 33.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at det lukkede-krets kjølesystemet har propan som dominerende kjølemedium.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at det lukkede-krets kjølesystemet har et kjølemedium omfattende metan, etan, propan, butan, pentan, karbondioksid, hydrogensulfid, og nitrogen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav l karakterisert ved at den før trinn b) videre omfatter å lede avdampet gass 16, som skyldes fordamping av kondensert gass som er rik på metan, til prosessen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kondenseringen av gasstrømmen utføres ved anvendelse av to lukket-krets kjø-lesykluser i kaskadeutførelse.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at flerkomponent gass-strømmen fra trinn b) har et trykk over 3100 kPa.
15. Fremgangsmåte ifølge krav l, karakterisert ved at den frysbare komponenten er karbondioksid.
16. Fremgangsmåte ifølge krav l, karakterisert ved at kjølingen i trinn b) videre omfatter trinnene å komprimere 57 dampstrømmen 52 til en komprimert strøm, å kjøle minst en del av den komprimerte strømmen i en varmeveksler 58, å ta ut en første del 59 av den kjølte, komprimerte strømmen som en produkt-gasstrøm, og å ekspandere 62 en andre del av den kjølte, komprimerte strømmen til et lavere trykk hvorved strømmen kjøles ytterligere for å gi en kondensert strøm rik på metan med en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væskeproduktet er ved eller under dets boblepunkt.
17. Fremgangsmåte ved separasjon av en flerkomponent føde-strøm 50 omfattende minst metan og minst en frysbar komponent som har en relativ flyktighet lavere enn metan for å produsere et væskeprodukt rik på metan karakterisert ved at den omfatter trinnene : a) å introdusere fødestrømmen 50 til et separasjonssystem 51 der separasjonssystemet drives ved faststoffdannende betingelser for den frysbare komponenten; b) å ta ut en dampstrøm 52 fra en øvre region av separa-sjonssysternet; c) å komprimere 57 dampstrømmen til en strøm med høyere trykk; d) å kjøle 55 minst en del av den komprimerte strømmen ved å nytte den tilgjengelige kjølekapasiteten i dampstrøm-men fra trinn b); e) å ekspandere 62 den kjølte, komprimerte strømmen for ytterligere å kjøle den komprimerte strømmen hvilken ekspanderte strøm hovedsaklig er væske; f) å føde 64 minst en del av den ekspanderte strømmen til en øvre region i separasjonssystemet 51 for å tilveiebringe kjøling til separasjonssystemet; og g) å gjenvinne en væskeproduktstrøm anriket på metan fra den ekspanderte strømmen 63.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17 karakterisert ved at den videre omfatter å gjenvinne en del 59 av den komprimerte dampstrømmen fra trinn c) og å kjøle den gjenværende delen av dampstrømmen i samsvar med trinn d).
19. Fremgangsmåte ifølge krav 17, karakterisert ved at dampstrømmen 52 fra trinn b) varmes 55 før komprimering i trinn c).
20. Fremgangsmåte ifølge krav 17, karakterisert ved at separasjonssystemet 190 omfatter en første destillasjonsdel 191, en andre destillasjonsdel 193 under den første destillasjonsdelen, og en frysesone 192 mellom den første og den andre destillasjonsdelen, der den ekspanderte væskestrømmen introduseres til den første destillasjonsdelen.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 17 og 20, karakterisert ved at flerkomponent føde-strømmen 101 introduseres under den første destillasjonsdelen 191.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 17 karakterisert ved at den videre omfatter å fjerne væske 115 fra separasjonssystemet 190, å kjøle væsken ved en trykkekspansjonsanordning 153, og minst delvis å fordampe væsken ved varmeveksling 136 og 137 med den komprimerte strømmen 108 fra trinn c).
23. Fremgangsmåte ifølge krav 17 karakterisert ved at den videre omfatter å fjerne væske 115 anriket med den frysbare komponenten fra separasjonssystemet, å kjøle væsken anriket med den frysbare komponenten i en trykkekspansjonsanordning 151, og å kjøle flerkomponent fødestrømmen 101 før den kommer inn i separasjonssystemet 190 gjennom varmeveksling 133 med den ekspanderte væsken som er anriket med den frysbare komponenten .
24. Fremgangsmåte ifølge krav 17 karakterisert ved at den videre omfatter å kjøle flerkomponentstrømmen 101 i en trykkekspansjonsanordning 150 før den kommer inn i separasjonssystemet 190.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 17, karakterisert ved at trykket i strømmen med høyere trykk 108 fra trinn c) og i den ekspanderte strømmen 109 fra trinn e) reguleres for å hindre dannelse av faste stoffer i strømmen 109B som fødes til separasjonssystemet 190 i trinn f).
26. Fremgangsmåte ifølge krav 17, karakterisert ved at den gjenvunne væs-keproduktstrømmen fra trinn g) har et trykk over ca. 1380 kPa.
27. Fremgangsmåte ved fremstilling av kondensert naturgass med et trykk over ca. 1380 kPa fra en flerkomponent føde-strøm 101 inneholdende metan og en frysbar komponent som har en relativ flyktighet lavere enn metan karakterisert ved at den omfatter føl-gende trinn: a) å introdusere flerkomponent fødestrømmen 101 til et separasjonssystem 190 som drives ved faststoffdannende betingelser for den frysbare komponenten; b) å ta ut en dampstrøm 106 fra en øvre region i separa-sj onssystemet; c) å komprimere 160 dampstrømmen til en strøm med høyere trykk; d) å kjøle 145 minst en del 108 av den komprimerte damp-strømmen ved å nytte tilgjengelig kjølekapasitet i damp-strømmen 106 fra trinn b); e) å ekspandere 158 den kjølte, komprimerte strømmen for ytterligere å kjøle den komprimerte strømmen og hvilken ekspanderte strøm hovedsaklig er væske ved et trykk over ca. 1380 kPa. f) å føde minst en del 109 av den ekspanderte strømmen til en øvre del i separasjonssystemet 191 for å tilveiebringe kjøling til separasjonssystemet; og g) å gjenvinne en væskeproduktstrøm 126 anriket med metan ved et trykk over ca. 1380 kPa fra den ekspanderte strøm-men.
28. Fremgangsmåte ved kondensering av en flerkomponent strøm omfattende metan og minst én frysbar komponent for å gi en metanrik væske som har en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væsken er ved eller under dens boblepunkt karakterisert ved at den omfatter følgende trinn: a) å introdusere fødestrømmen med et trykk over ca. 1380 kPa til et separasjonssystem 31 som drives under faststoffdannende betingelser for den frysbare komponenten for å gi en metanrik dampstrøm 14 og en væskestrøm 12 som er rik på komponenten som fryser i separasjonssystemet; b) å kondensere dampstrømmen 14 ved et lukket-krets kjø-lesystem 33 for å gi en metanrik væske som har en temperatur over ca. -112°C og et trykk tilstrekkelig til at væsken er ved eller under dens boblepunkt; og c) å introdusere den metanrike væsken til en lagringsbe-holder 34 for lagring ved en temperatur over -112°C.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 28, karakterisert ved at kondensering av fødestrømmen 10 under trinn b) utføres med et lukket-krets kjølesystem 33.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 28 karakterisert ved at den videre omfatter, før fødestrømmen 10 kondenseres, å kombinere en avdampet gass 16, som skyldes fordamping av kondensert gass, med dampstrømmen 14 fra separasjonssystemet 31.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US5146097P | 1997-07-01 | 1997-07-01 | |
US8767798P | 1998-06-02 | 1998-06-02 | |
PCT/US1998/013233 WO1999001706A1 (en) | 1997-07-01 | 1998-06-26 | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO996557D0 NO996557D0 (no) | 1999-12-29 |
NO996557L NO996557L (no) | 2000-02-21 |
NO314960B1 true NO314960B1 (no) | 2003-06-16 |
Family
ID=26729441
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19996557A NO314960B1 (no) | 1997-07-01 | 1999-12-29 | Fremgangsmåte for kondensering av en flerkomponent naturgasström inneholdende minst en frysbar komponent |
Country Status (40)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5956971A (no) |
EP (1) | EP0993585A4 (no) |
JP (1) | JP4544654B2 (no) |
KR (1) | KR100338881B1 (no) |
CN (1) | CN1171063C (no) |
AR (1) | AR015910A1 (no) |
AT (1) | AT413600B (no) |
AU (1) | AU735706B2 (no) |
BG (1) | BG63828B1 (no) |
BR (1) | BR9810069A (no) |
CA (1) | CA2293590C (no) |
CH (1) | CH694000A5 (no) |
CO (1) | CO5040203A1 (no) |
CZ (1) | CZ299017B6 (no) |
DE (1) | DE19882493T1 (no) |
DK (1) | DK199901814A (no) |
DZ (1) | DZ2543A1 (no) |
ES (1) | ES2214919B1 (no) |
FI (1) | FI19992789A (no) |
GB (1) | GB2344414B (no) |
GE (1) | GEP20022623B (no) |
HU (1) | HUP0003943A3 (no) |
ID (1) | ID23875A (no) |
IL (1) | IL133336A (no) |
MY (1) | MY114067A (no) |
NO (1) | NO314960B1 (no) |
NZ (1) | NZ502041A (no) |
OA (1) | OA11270A (no) |
PE (1) | PE43199A1 (no) |
PL (1) | PL189829B1 (no) |
RO (1) | RO120220B1 (no) |
RU (1) | RU2194930C2 (no) |
SE (1) | SE521587C2 (no) |
SK (1) | SK178699A3 (no) |
TN (1) | TNSN98117A1 (no) |
TR (1) | TR199903337T2 (no) |
TW (1) | TW366409B (no) |
UA (1) | UA48312C2 (no) |
WO (1) | WO1999001706A1 (no) |
YU (1) | YU70599A (no) |
Families Citing this family (169)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6301927B1 (en) | 1998-01-08 | 2001-10-16 | Satish Reddy | Autorefrigeration separation of carbon dioxide |
US6035662A (en) * | 1998-10-13 | 2000-03-14 | Praxair Technology, Inc. | Method and apparatus for enhancing carbon dioxide 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 |
MY117066A (en) | 1998-10-22 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Process for removing a volatile component from natural gas |
MY117068A (en) | 1998-10-23 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas |
MY115506A (en) | 1998-10-23 | 2003-06-30 | Exxon Production Research Co | Refrigeration process for liquefaction of natural gas. |
TW446800B (en) | 1998-12-18 | 2001-07-21 | Exxon Production Research Co | Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers |
US6237347B1 (en) | 1999-03-31 | 2001-05-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers |
US6205813B1 (en) * | 1999-07-01 | 2001-03-27 | Praxair Technology, Inc. | Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane |
MY122625A (en) | 1999-12-17 | 2006-04-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
US6510706B2 (en) * | 2000-05-31 | 2003-01-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas |
TW573112B (en) | 2001-01-31 | 2004-01-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons |
US6578654B2 (en) * | 2001-04-05 | 2003-06-17 | New Venture Gear, Inc. | Electronically-controlled coupling for all-wheel drive system |
US7637122B2 (en) | 2001-05-04 | 2009-12-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same |
US7591150B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US6581409B2 (en) | 2001-05-04 | 2003-06-24 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same |
US7594414B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US20070137246A1 (en) * | 2001-05-04 | 2007-06-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium |
US7219512B1 (en) | 2001-05-04 | 2007-05-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
UA76750C2 (uk) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Спосіб зрідження природного газу (варіанти) |
US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
EP1412682A1 (en) | 2001-06-29 | 2004-04-28 | ExxonMobil Upstream Research Company | Process for recovering ethane and heavier hydrocarbons from a methane-rich pressurized liquid mixture |
TW561230B (en) | 2001-07-20 | 2003-11-11 | Exxonmobil Upstream Res Co | Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities |
US6743829B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-06-01 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
CA2473949C (en) * | 2002-01-18 | 2008-08-19 | Robert Amin | Process and device for production of lng by removal of freezable solids |
US6751985B2 (en) | 2002-03-20 | 2004-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state |
US6672104B2 (en) * | 2002-03-28 | 2004-01-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas |
JP4138399B2 (ja) * | 2002-08-21 | 2008-08-27 | 三菱重工業株式会社 | 液化天然ガスの製造方法 |
AU2002951005A0 (en) * | 2002-08-27 | 2002-09-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment |
US20040093875A1 (en) * | 2002-11-19 | 2004-05-20 | Moses Minta | Process for converting a methane-rich vapor at one pressure to methane-rich vapor at a higher pressure |
AU2003900534A0 (en) | 2003-02-07 | 2003-02-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream |
FR2851936B1 (fr) * | 2003-03-04 | 2006-12-08 | Procede d'extraction du dioxyde de carbone et du dioxyde de soufre par anti-sublimation en vue de leur stockage | |
CN100513954C (zh) * | 2003-03-27 | 2009-07-15 | Bp北美公司 | 将天然气加工成液体产品的集成处理工艺 |
US20080087420A1 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-17 | Kaminsky Robert D | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
WO2006007241A2 (en) * | 2004-06-18 | 2006-01-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon fluid processing plant design |
US7686855B2 (en) * | 2004-09-08 | 2010-03-30 | Bp Corporation North America Inc. | Method for transporting synthetic products |
US7454923B2 (en) * | 2004-11-12 | 2008-11-25 | Praxair Technology, Inc. | Light component separation from a carbon dioxide mixture |
US20080034789A1 (en) * | 2004-12-03 | 2008-02-14 | Fieler Eleanor R | Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process |
US20060156758A1 (en) * | 2005-01-18 | 2006-07-20 | Hyung-Su An | Operating system of liquefied natural gas ship for sub-cooling and liquefying boil-off gas |
KR20070114192A (ko) * | 2005-02-24 | 2007-11-29 | 트위스터 비.브이. | 천연 가스 스트림을 냉각시킨 후에 냉각된 스트림을 여러분획물로 분리하는 방법 및 시스템 |
WO2006092847A1 (ja) * | 2005-03-01 | 2006-09-08 | Toshihiro Abe | 二酸化炭素の液化方法及び二酸化炭素回収装置 |
US20090064712A1 (en) * | 2005-04-12 | 2009-03-12 | Cornelis Buijs | Method and Apparatus for Liquefying a Natural Gas Stream |
EP1929227B1 (en) * | 2005-08-09 | 2019-07-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Natural gas liquefaction process for lng |
FR2894838B1 (fr) * | 2005-12-21 | 2008-03-14 | Gaz De France Sa | Procede et systeme de capture du dioxyde de carbone present dans des fumees |
WO2007126676A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
WO2007148122A2 (en) * | 2006-06-23 | 2007-12-27 | T Baden Hardstaff Limited | Process and device for producing lng |
US20080016910A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Adam Adrian Brostow | Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
AU2007313391B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-03-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing subsurface freeze zone |
AU2007313395B2 (en) * | 2006-10-13 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells |
US8151884B2 (en) | 2006-10-13 | 2012-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
US9121636B2 (en) * | 2006-11-16 | 2015-09-01 | Conocophillips Company | Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility |
AU2007324597B2 (en) * | 2006-11-22 | 2010-09-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for providing uniformity of vapour and liquid phases in a mixed stream |
EP1936307A1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-25 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream |
US20100018248A1 (en) * | 2007-01-19 | 2010-01-28 | Eleanor R Fieler | Controlled Freeze Zone Tower |
CA2674618C (en) * | 2007-01-19 | 2015-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery |
US7883569B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-02-08 | Donald Leo Stinson | Natural gas processing system |
US8087460B2 (en) | 2007-03-22 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
CA2676086C (en) | 2007-03-22 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
US20080264099A1 (en) * | 2007-04-24 | 2008-10-30 | Conocophillips Company | Domestic gas product from an lng facility |
WO2008143749A1 (en) | 2007-05-15 | 2008-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
WO2008143745A1 (en) | 2007-05-15 | 2008-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
CN101680293B (zh) | 2007-05-25 | 2014-06-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法 |
US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
DE102007032536B4 (de) * | 2007-07-12 | 2013-04-18 | Biogas Süd Entwicklungsgesellschaft OHG | Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von flüssigem und/oder gasförmigem Methan |
US8061413B2 (en) | 2007-09-13 | 2011-11-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing |
US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
US8555672B2 (en) | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
US9574713B2 (en) | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers 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 |
US8020406B2 (en) * | 2007-11-05 | 2011-09-20 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas |
US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
US20100281916A1 (en) * | 2008-01-11 | 2010-11-11 | Rick Van Der Vaart | Process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants |
US8973398B2 (en) | 2008-02-27 | 2015-03-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas |
CN102037211B (zh) | 2008-05-23 | 2014-12-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 基本恒定组成气体生产的油田管理 |
MY158216A (en) * | 2008-05-30 | 2016-09-15 | Shell Int Research | Producing purified hydrocarbon gas from a gas stream comprising |
US8381544B2 (en) * | 2008-07-18 | 2013-02-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for liquefaction of natural gas |
US20100107687A1 (en) * | 2008-11-06 | 2010-05-06 | Diki Andrian | Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants |
FR2940414B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2012-10-26 | Air Liquide | Procede de capture du dioxyde de carbone par cryo-condensation |
FR2940413B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2013-01-11 | Air Liquide | Procede de capture du co2 par cryo-condensation |
BRPI1008388A2 (pt) | 2009-02-23 | 2017-06-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para recuperar hidrocarbonetos de uma formação de subsuperfície em uma área de desenvolvimento, e, método para tratar água em uma instalação de tratamento de água |
JP5632455B2 (ja) * | 2009-04-20 | 2014-11-26 | 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 | 炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム及び酸性ガスの除去方法 |
CN102421988A (zh) | 2009-05-05 | 2012-04-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 通过基于一种或更多生产资源的可用性控制生产操作来将源自地下地层的有机物转化为可生产的烃 |
US20120079852A1 (en) * | 2009-07-30 | 2012-04-05 | Paul Scott Northrop | Systems and Methods for Removing Heavy Hydrocarbons and Acid Gases From a Hydrocarbon Gas Stream |
MY165246A (en) | 2009-07-30 | 2018-03-14 | Twister Bv | Tapered throttling valve |
WO2011046658A1 (en) | 2009-09-09 | 2011-04-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream |
WO2011036581A2 (en) | 2009-09-28 | 2011-03-31 | Koninklijke Philips Electronics N.V. | System and method for liquefying and storing a fluid |
AT508831B1 (de) * | 2009-10-02 | 2012-09-15 | Ge Jenbacher Gmbh & Co Ohg | Verfahren zur aufbereitung von erdölbegleitgas |
SG10201407019PA (en) * | 2009-11-02 | 2014-12-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
NO333898B1 (no) * | 2009-12-22 | 2013-10-14 | Waertsilae Oil & Gas Systems As | Fremgangsmåte og system for lasting av varm cargo |
BR112012017599A2 (pt) | 2010-01-22 | 2016-08-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2 |
MX2012008667A (es) * | 2010-02-03 | 2012-08-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistema y metodos para usar liquido frio para remover componentes gaseosos solidificables de flujos de gas de proceso. |
EA021771B1 (ru) * | 2010-03-02 | 2015-08-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения потока газообразных углеводородов с малым содержанием загрязнений |
US20120000242A1 (en) * | 2010-04-22 | 2012-01-05 | Baudat Ned P | Method and apparatus for storing liquefied natural gas |
US20110259044A1 (en) * | 2010-04-22 | 2011-10-27 | Baudat Ned P | Method and apparatus for producing liquefied natural gas |
FR2959512B1 (fr) * | 2010-04-29 | 2012-06-29 | Total Sa | Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone |
US8667812B2 (en) * | 2010-06-03 | 2014-03-11 | Ordoff Engineers, Ltd. | Hydrocabon gas processing |
MY164721A (en) * | 2010-07-30 | 2018-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices |
WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
AU2011296521B2 (en) | 2010-08-30 | 2016-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis |
WO2012050273A1 (ko) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | 대우조선해양 주식회사 | 가압액화천연가스 생산 방법 및 이에 사용되는 생산 시스템 |
US8764885B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-07-01 | Sustainable Energy Solutions, Llc | Systems and methods for separating condensable vapors from gases by direct-contact heat exchange |
US20120168137A1 (en) * | 2011-01-03 | 2012-07-05 | Osvaldo Del Campo | Compressed natural gas (cng) sub-cooling system for cng-filling stations |
AU2012258510B2 (en) | 2011-05-26 | 2016-09-22 | Sustainable Energy Solutions, Llc | Systems and methods for separating condensable vapors from light gases or liquids by recuperative cryogenic processes |
US9080441B2 (en) | 2011-11-04 | 2015-07-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
WO2013095828A1 (en) * | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of separating carbon dioxide from liquid acid gas streams |
CA2763081C (en) * | 2011-12-20 | 2019-08-13 | Jose Lourenco | Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants. |
WO2013100304A1 (ko) * | 2011-12-27 | 2013-07-04 | 대우조선해양 주식회사 | 이산화탄소의 처리 모듈 및 그 처리 방법 |
MY166180A (en) | 2012-03-21 | 2018-06-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separating carbon dioxide and ethane from mixed stream |
CN102620524B (zh) * | 2012-04-16 | 2014-10-15 | 上海交通大学 | 带凝华脱除co2的级联式天然气带压液化工艺 |
US8770284B2 (en) | 2012-05-04 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
US10655911B2 (en) | 2012-06-20 | 2020-05-19 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path |
KR101341798B1 (ko) * | 2012-08-10 | 2013-12-17 | 한국과학기술원 | 천연가스 액화시스템 |
US20140157822A1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-06-12 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Thermal performing refrigeration cycle |
US9512699B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
WO2015084495A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower |
US9874395B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower |
CA2925404C (en) | 2013-12-06 | 2018-02-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower |
WO2015084500A1 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids |
AU2014357665B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating a feed stream using radiation detectors |
AU2014357667B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism |
US9562719B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-02-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower |
CA2931409C (en) | 2013-12-06 | 2017-08-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly |
MY176633A (en) * | 2013-12-06 | 2020-08-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations |
US9696086B2 (en) * | 2014-01-28 | 2017-07-04 | Dresser-Rand Company | System and method for the production of liquefied natural gas |
US9504984B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Generating elemental sulfur |
SG11201605538VA (en) | 2014-04-22 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and system for starting up a distillation tower |
US9784498B2 (en) | 2014-06-11 | 2017-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for separating a feed gas in a column |
US9739529B2 (en) | 2014-07-08 | 2017-08-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for separating fluids in a distillation tower |
CA2958091C (en) | 2014-08-15 | 2021-05-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
CA2962608C (en) | 2014-10-22 | 2019-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower |
WO2016081051A1 (en) | 2014-11-17 | 2016-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream |
AU2015350480A1 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation |
MX363834B (es) | 2014-12-30 | 2019-04-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Ensamblaje de bandejas de acumulacion y fusion para una torre de destilacion. |
US20160216030A1 (en) | 2015-01-23 | 2016-07-28 | Air Products And Chemicals, Inc. | Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas |
MX2017008683A (es) * | 2015-02-27 | 2017-10-11 | Exxonmobil Upstream Res Co | Reduccion de carga de refrigeracion y deshidratacion para una corriente de alimentacion que entra a un proceso de destilacion criogenica. |
JP6423297B2 (ja) * | 2015-03-20 | 2018-11-14 | 千代田化工建設株式会社 | Bog処理装置 |
TWI707115B (zh) | 2015-04-10 | 2020-10-11 | 美商圖表能源與化學有限公司 | 混合製冷劑液化系統和方法 |
US10619918B2 (en) | 2015-04-10 | 2020-04-14 | Chart Energy & Chemicals, Inc. | System and method for removing freezing components from a feed gas |
US10274252B2 (en) | 2015-06-22 | 2019-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation |
US10006698B2 (en) * | 2015-07-27 | 2018-06-26 | GE Oil & Gas, Inc. | Using methane rejection to process a natural gas stream |
US11173445B2 (en) | 2015-09-16 | 2021-11-16 | 1304338 Alberta Ltd. | Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG) |
AU2016323618B2 (en) * | 2015-09-18 | 2019-06-13 | Exxonmobil Upsteam Research Company | Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system |
MY187623A (en) | 2015-09-24 | 2021-10-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels |
RU2626612C2 (ru) * | 2015-12-16 | 2017-07-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Автономная установка очистки сжиженного природного газа (варианты) |
CN105716372B (zh) * | 2016-03-01 | 2018-05-25 | 神华集团有限责任公司 | 粗煤气脱碳脱硫的方法 |
WO2017172321A1 (en) | 2016-03-30 | 2017-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery |
US11668522B2 (en) | 2016-07-21 | 2023-06-06 | Air Products And Chemicals, Inc. | Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction |
US10605522B2 (en) * | 2016-09-01 | 2020-03-31 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configurations for LNG liquefaction |
RU2636966C1 (ru) * | 2016-11-14 | 2017-11-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ производства сжиженного природного газа |
US20190099693A1 (en) * | 2017-10-04 | 2019-04-04 | Larry Baxter | Combined Solids-Producing Direct-Contact Exchange and Separations |
CN108151442A (zh) * | 2017-12-04 | 2018-06-12 | 中国科学院理化技术研究所 | 原料气中lng的低温制取系统 |
CN109916136A (zh) * | 2017-12-13 | 2019-06-21 | 中船重工鹏力(南京)超低温技术有限公司 | Bog原料气低温提纯并制取lng的系统 |
RU187598U1 (ru) * | 2017-12-18 | 2019-03-13 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") | Установка частичного сжижения природного газа |
CN110130870A (zh) * | 2018-02-09 | 2019-08-16 | 上海利策科技股份有限公司 | 一种油气田的气体的处理的方法及设备 |
US11378332B2 (en) | 2018-06-29 | 2022-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower |
WO2020005552A1 (en) | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower |
FR3099818B1 (fr) * | 2019-08-05 | 2022-11-04 | Air Liquide | Dispositif de réfrigération et installation et procédé de refroidissement et/ou de liquéfaction |
US11353261B2 (en) * | 2019-10-31 | 2022-06-07 | Air Products And Chemicals, Inc. | Lights removal from carbon dioxide |
RU201895U1 (ru) * | 2020-10-26 | 2021-01-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова» | Устройство для очистки биогаза |
FR3123966B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Installation combinée de séparation cryogénique et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone compris dans un flux de biogaz |
FR3123971B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Purification cryogénique de biogaz avec soutirage à un étage intermédiaire et solidification externe de dioxyde de carbone. |
FR3123972B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Méthode de séparation et de liquéfactions de méthane et de dioxyde de carbone avec élimination des impuretés de l’air présente dans le méthane. |
FR3123968B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du CO2 comprenant le soutirage de vapeur d’un étage intermédiaire de la colonne de distillation |
FR3123969B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec pré-séparation en amont de la colonne de distillation |
CN114225446B (zh) * | 2021-12-14 | 2024-05-14 | 天津商业大学 | 一种蒸馏蒸气直接压缩回热的蒸馏装置和方法 |
CN115468379A (zh) * | 2022-08-29 | 2022-12-13 | 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 | 船用氨蒸发气再液化系统 |
Family Cites Families (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3298805A (en) * | 1962-07-25 | 1967-01-17 | Vehoc Corp | Natural gas for transport |
GB997507A (en) * | 1963-11-04 | 1965-07-07 | Couch Internat Methane Ltd | Process for the cold separation of gas mixtures |
US3477509A (en) * | 1968-03-15 | 1969-11-11 | Exxon Research Engineering Co | Underground storage for lng |
US3690114A (en) * | 1969-11-17 | 1972-09-12 | Judson S Swearingen | Refrigeration process for use in liquefication of gases |
IT1038286B (it) * | 1975-05-20 | 1979-11-20 | Snam Progetti | Procedimento per la rimozione della co2 dal gas naturale mediante distillazione |
US4157904A (en) * | 1976-08-09 | 1979-06-12 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4152129A (en) * | 1977-02-04 | 1979-05-01 | Trentham Corporation | Method for separating carbon dioxide from methane |
US4278457A (en) * | 1977-07-14 | 1981-07-14 | Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4284423A (en) * | 1978-02-15 | 1981-08-18 | Exxon Research & Engineering Co. | Separation of carbon dioxide and other acid gas components from hydrocarbon feeds containing admixtures of methane and hydrogen |
DE2820212A1 (de) * | 1978-05-09 | 1979-11-22 | Linde Ag | Verfahren zum verfluessigen von erdgas |
GB2052717B (en) * | 1979-06-26 | 1983-08-10 | British Gas Corp | Storage and transport of liquefiable gases |
US4462814A (en) * | 1979-11-14 | 1984-07-31 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separations of gas mixtures containing methane, carbon dioxide and other components |
US4370156A (en) * | 1981-05-29 | 1983-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures |
JPS57204784A (en) * | 1981-06-12 | 1982-12-15 | Hajime Nishimura | Manufacture of low-temperature liquefied gas |
GB2106623B (en) * | 1981-06-19 | 1984-11-07 | British Gas Corp | Liquifaction and storage of gas |
US4451274A (en) * | 1981-10-01 | 1984-05-29 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separation of methane and carbon dioxide |
US4383842A (en) * | 1981-10-01 | 1983-05-17 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separation of methane and carbon dioxide |
US4449994A (en) * | 1982-01-15 | 1984-05-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low energy process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas |
US4445917A (en) * | 1982-05-10 | 1984-05-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for liquefied natural gas |
US4445916A (en) * | 1982-08-30 | 1984-05-01 | Newton Charles L | Process for liquefying methane |
US4533372A (en) * | 1983-12-23 | 1985-08-06 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone |
US4541852A (en) * | 1984-02-13 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Deep flash LNG cycle |
DE3408760A1 (de) * | 1984-03-09 | 1985-09-12 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zur gewinnung von c(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen |
US4617039A (en) * | 1984-11-19 | 1986-10-14 | Pro-Quip Corporation | Separating hydrocarbon gases |
US4675035A (en) * | 1986-02-24 | 1987-06-23 | Apffel Fred P | Carbon dioxide absorption methanol process |
DE3736502C1 (de) * | 1987-10-28 | 1988-06-09 | Degussa | Vakuumofen zur Waermebehandlung metallischer Werkstuecke |
US4869740A (en) * | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4923493A (en) * | 1988-08-19 | 1990-05-08 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane |
US5062270A (en) * | 1990-08-31 | 1991-11-05 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream |
US5265428A (en) * | 1990-10-05 | 1993-11-30 | Exxon Production Research Company | Bubble cap tray for melting solids and method for using same |
GB9103622D0 (en) * | 1991-02-21 | 1991-04-10 | Ugland Eng | Unprocessed petroleum gas transport |
US5120338A (en) * | 1991-03-14 | 1992-06-09 | Exxon Production Research Company | Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone |
US5157925A (en) * | 1991-09-06 | 1992-10-27 | Exxon Production Research Company | Light end enhanced refrigeration loop |
US5615561A (en) * | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
DE4440407C1 (de) * | 1994-11-11 | 1996-04-04 | Linde Ag | Verfahren zum Gewinnen einer Ethan-reichen Fraktion zum Wiederauffüllen eines Ethan-enthaltenden Kältekreislaufs eines Verfahrens zum Verflüssigen einer kohlenwasserstoffreichen Fraktion |
NO180469B1 (no) * | 1994-12-08 | 1997-05-12 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs |
EP0723125B1 (en) * | 1994-12-09 | 2001-10-24 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho | Gas liquefying method and plant |
US5555748A (en) * | 1995-06-07 | 1996-09-17 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5566554A (en) * | 1995-06-07 | 1996-10-22 | Kti Fish, Inc. | Hydrocarbon gas separation process |
US5664931A (en) * | 1995-08-02 | 1997-09-09 | R. A. Jones & Co., Inc. | Edge lifting end effector |
-
1998
- 1998-06-17 TW TW087109686A patent/TW366409B/zh active
- 1998-06-18 CO CO98034690A patent/CO5040203A1/es unknown
- 1998-06-19 AR ARP980102971A patent/AR015910A1/es active IP Right Grant
- 1998-06-25 PE PE1998000561A patent/PE43199A1/es not_active Application Discontinuation
- 1998-06-26 SK SK1786-99A patent/SK178699A3/sk unknown
- 1998-06-26 KR KR1019997012530A patent/KR100338881B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 RU RU99128052/06A patent/RU2194930C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 CA CA002293590A patent/CA2293590C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 IL IL13333698A patent/IL133336A/xx active IP Right Grant
- 1998-06-26 BR BR9810069-6A patent/BR9810069A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 GB GB9930048A patent/GB2344414B/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 HU HU0003943A patent/HUP0003943A3/hu unknown
- 1998-06-26 EP EP98931595A patent/EP0993585A4/en not_active Withdrawn
- 1998-06-26 US US09/105,845 patent/US5956971A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 CN CNB988064359A patent/CN1171063C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 PL PL98337614A patent/PL189829B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 TR TR1999/03337T patent/TR199903337T2/xx unknown
- 1998-06-26 UA UA99127084A patent/UA48312C2/uk unknown
- 1998-06-26 AT AT0908298A patent/AT413600B/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 JP JP50724499A patent/JP4544654B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 RO RO99-01378A patent/RO120220B1/ro unknown
- 1998-06-26 ID IDW20000102A patent/ID23875A/id unknown
- 1998-06-26 NZ NZ502041A patent/NZ502041A/en unknown
- 1998-06-26 DE DE19882493T patent/DE19882493T1/de not_active Withdrawn
- 1998-06-26 GE GEAP19985114A patent/GEP20022623B/en unknown
- 1998-06-26 WO PCT/US1998/013233 patent/WO1999001706A1/en not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 ES ES009950078A patent/ES2214919B1/es not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 CH CH00015/00A patent/CH694000A5/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 AU AU81679/98A patent/AU735706B2/en not_active Ceased
- 1998-06-26 CZ CZ0456099A patent/CZ299017B6/cs not_active IP Right Cessation
- 1998-06-27 MY MYPI98002931A patent/MY114067A/en unknown
- 1998-06-29 TN TNTNSN98117A patent/TNSN98117A1/fr unknown
- 1998-06-30 DZ DZ980153A patent/DZ2543A1/xx active
-
1999
- 1999-12-13 BG BG103999A patent/BG63828B1/bg unknown
- 1999-12-15 SE SE9904584A patent/SE521587C2/sv not_active IP Right Cessation
- 1999-12-17 DK DK199901814A patent/DK199901814A/da not_active Application Discontinuation
- 1999-12-17 OA OA9900292A patent/OA11270A/fr unknown
- 1999-12-27 FI FI992789A patent/FI19992789A/fi not_active IP Right Cessation
- 1999-12-28 YU YU70599A patent/YU70599A/sh unknown
- 1999-12-29 NO NO19996557A patent/NO314960B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO314960B1 (no) | Fremgangsmåte for kondensering av en flerkomponent naturgasström inneholdende minst en frysbar komponent | |
KR100338879B1 (ko) | 개선된 천연 가스 액화 방법 | |
US6016665A (en) | Cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas | |
KR100338880B1 (ko) | 천연 가스의 액화를 위한 다중 성분 냉동 방법 | |
NO312857B1 (no) | Fremgangsmåte ved separasjon av en flerkomponent gasström inneholdende minst en frysbar komponent | |
JP2004536176A (ja) | メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法 | |
MXPA99011351A (en) | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component | |
MXPA99011347A (es) | Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |