NO338860B1

NO338860B1 - Integrert prosessering av naturgass til væskeprodukter

Info

Publication number: NO338860B1
Application number: NO20054985A
Authority: NO
Inventors: Michael D Briscoe; Michael J Gradassi; Jeffrey H Sawchuk; Pedro Ernesto Fischer-Calderon; Theo H Fleisch
Original assignee: Bp Corp North America Inc
Priority date: 2003-03-27
Filing date: 2005-10-26
Publication date: 2016-10-24
Also published as: US20040248999A1; ATE362086T1; WO2004088225A3; ES2284038T3; EP1608924B1; US7168265B2; WO2004088225A2; NO20054985L; CA2519118C; EA200501523A1; AU2004225585A1; DE602004006397T2; DE602004006397D1; AU2004225585B2; MXPA05010204A; EP1608924A2; CA2519118A1; EA008240B1; EG24329A

Description

Oppfinnelsens område

Den foreliggende oppfinnelsen, som er beskrevet i krav 1 og krav 12, angir en fremgangsmåte for å fremstille kommersielle LNG-produkter fra naturgass. Mer spesielt angår oppfinnelsen en integrert fremgangsmåte for å fremstille kondensert naturgass og produkter laget gjennom naturgasskonverteringsteknologi, slik som metanol og dens kjemiske derivater.

Oppfinnelsens bakgrunn

Naturgass refererer seg generelt til fortynnede eller gassformige hydrokarboner (metan og høyere hydrokarboner slik som etan, propan, butan, og lignende) som finnes i jorden. Ikke-forbrennbare gasser forekommer i jorden, slik som karbondioksid, helium og nitrogen, er generelt referert til ved deres korrekte kjemiske navn. Imidlertid blir ofte ikke-forbrennbare gasser funnet i kombinasjon med forbrennbare gasser og blandingen er generelt referert til som "naturgass", uten noe forsøk på å skille mellom forbrennbare og ikke-forbrennbare gasser. Se Pruitt, "Mineral Terms-Some Problems in Their Use and Definition," Rocky Mt. Min. L. Rev. 1,16 (1966).

Naturgass er ofte rikelig i regioner hvor det er uøkonomisk å utvikle reservene på grunn av mangel på et lokalt marked for gassen og den høye kostnaden ved prosessering og transport av gassen til fjerne markeder.

Det er vanlig praksis å kondensere naturgass kryogenisk for å produsere kondensert/ likvifisert naturgass (LNG) for lagring og transport. En fundamental grunn for kondensering av naturgass er at kondensering resulterer i volumreduksjon på omtrent 1/600, og derved gjør det mulig å lagre og transportere den kondenserte gassen i beholdere ved lavt eller til og med atmosfærisk trykk. Kondensering av naturgass er av enda større betydning for å muliggjøre transporten av gass fra en forsyningskilde til marked hvor kilden og markedet er adskilt ved store avstander og rørtransport ikke er praktisk eller økonomisk mulig.

For å lagre og transportere naturgass i væsketilstand, blir naturgass fortrinnsvis nedkjølt til -151 °C til -162°C hvor den kan eksistere som væske ved tilnærmet atmosfærisk trykk. Forskjellige metoder og/eller systemer eksisterer i tidligere teknikk for kondensering av naturgass eller lignende, hvormed gassen blir kondensert ved sekvensiell gjennomstrømning av gassen ved et elevert trykk gjennom et flertall av kjøletrinn, og nedkjøling av gassen til gradvis lavere temperaturer inntil kondensering er oppnådd. Kjøling blir generelt oppnådd ved varmeveksling med en eller flere kjølemedier slik som propan, propylen, etan, etylen, nitrogen og metan, eller blandinger derav. Kjølemediene blir vanligvis arrangert i et kaskademønster, for å sette ned kjølemediets kokepunkt. For eksempel er prosesser for å lage LNG generelt vist i U.S. Patent 4,445,917; 5,537,827; 6,023,942; 6,041,619; 6,062,041; 6,248,794, og UK patentsøknad GB 2,357,140 A.

I tillegg kan trykksatt naturgass som er nedkjølt, bli ekspandert til atmosfærisk trykk ved å passere naturgassen gjennom et eller flere ekspansjonstrinn. Under ekspansjonen til atmosfærisk trykk, blir gassen videre kjølt ned til en passende lagrings- eller transporttemperatur ved flashavgassene av minst en del av den allerede kondenserte naturgassen. Flashdampene fra ekspansjonstrinnene blir generelt samlet sammen og resirkulert for kondensering, eller brent for å generere kraft til LNG-tilvirknings-fasiliteten.

LNG-prosjekter har ikke alltid vært økonomiske ettersom kryogeniske kjølesystemer er svært energiintensive og krever en vesentlig kapitalinvestering. I tillegg krever deltagelse i LNG-forretninger videre investeringer i sofistikerte og kostbare befraktingsfartøyer og regassifiseringssystemer, slik at LNG-forbrukeren kan prosessere produktet.

Et alternativ til kryogenisk kondensering av naturgass til LNG er kjemisk konvertering av naturgass til GTL (gass-til-likvid) produkter. Metoder for å produsere GTL-produkter kan passende kategoriseres som indirekte syntesegassruter eller som direkteruter. De indirekte syntesegassrutene involverer produksjon av syntesegass, omfattende hydrogen og karbondioksid som et mellomprodukt hvormed, for hensiktene i den foreliggende oppfinnelsen, de direkte rutene er ment å dekke alle andre.

Tradisjonelle GTL-produkter inkluderer hydrogen, metanol, eddiksyre, olefiner, dimetyleter, dimetoksymetan, polydimetoksymetan, urea, ammoniakk, kunstgjødsel og Fischer Tropsch-reaksjonsprodukter. Fischer Tropsch-reaksjonen produserer mest parafinske produkter av forskjellige karbonkjedelengder, nyttig for å produsere lavere kokepunktalkaner, nafta, destillater nyttige som jet- og dieselbrennstoff og fyringsolje, og smøreolje og voksbaserte varer.

De mest vanlige kommersielle metodene for å produsere syntesegass er dampmetanreformering, autotermisk reformering, gassoppvarmet reformering, partiell oksidasjon, og kombinasjoner derav.

• I dampmetanreformering generelt, reagerer damp og naturgass ved høye temperaturer og moderate trykk over en redusert nikkelinneholdende katalysator for å produsere syntesegass. • I autotermisk reformering generelt, prosesseres damp, naturgass og oksygen gjennom en spesialisert brenner, hvor bare en del av metanet fra naturgassen blir forbrent. Partiell forbrenning av naturgassen fremskaffer den nødvendige varmen for å gjennomføre reformeringsreaksjonene som vil skje over en katalysatorseng lokalisert i nærheten av brenneren. • Gassoppvarmet reformering består av to reaktorer eller reaksjonssoner, en gassoppvarmet reformerreaktor/sone og en autotermisk reformerreaktor/sone. Damp og naturgass føres inn til den gassoppvarmede reformeren hvor en del av naturgassen reagerer, for å danne syntesegass. Blandingen av ureagert naturgass og syntesegass blir deretter ført til den autotermiske reformeren, sammen med oksygen, hvor den gjenværende naturgassen blir konvertert til syntesegass. Den varme syntesegasstrømmen som går ut fra den autotermiske reformeren blir deretter rutet tilbake til gassreformeren for å fremskaffe nødvendig reaksjonsvarme for den gassoppvarmede reformeren. • I partiell oksidasjonsreforming generelt, prosesseres damp, naturgass og oksygen gjennom en spesialisert brenner, hvor en vesentlig del av metanet blir forbrent ved høyere temperaturer for å produsere syntesegass. I motsetning til autotermisk reformering, er ingen katalysator tilstede i den partielle oksidasjons-reaktoren.

Dagens teknologi for tilvirking av syntesegass er svært kapitalintensiv. Autotermiske og partielle oksidative syntesegassmetoder krever generelt et kostbart luftsepareringsanlegg for å produsere oksygen. Dampmetanreformering krever på den annen side ikke tilvirking av oksygen.

Eiere av naturgassreserver har funnet at en vesentlig kapasitetsøkning av et LNG- eller GTL-anlegg kan forbedre økonomien i anleggsbyggingen. Mange iboende kostnader ved å bygge slike anlegg er faste, eller, i det minste, øker ikke lineært med kapasiteten. Imidlertid har det også blitt funnet at ettersom mer av et enkelt produkt blir produsert i et distinkt og ofte isolert geografisk område, er produktprisen over kostnadsmarginen for blokkene av produkt hvis ikke hele anleggsutbyttet blir redusert.

Integrering av et LNG-anlegg og et GTL-anlegg byr på potensiale for å produsere en portefølje av produkter som kan snu prosjektet som ikke ville ha vært kommersielt mulige for mange av de ovenfornevnte grunnene til levedyktige prosjekter. Mens det antas at der ikke har vært noen integrerte LNG/GTL-anlegg bygget til dags dato, har der vært øket interesse i å kombinere begge teknologier i et enkelt anleggsområde.

For eksempel viser Geijsel et al., "Synergies Between LNG and GTL Conversion," The 13th International Conference & Exhibition on Liquified Natural Gas, Seoul, Korea, 14.-17. mai, potensielle fordeler ved å kombinere et Fischer Tropsch GTL-anlegg (ved å bruke en kombinert partiell oksidasjon/dampreformeringssyntese gassprepareringstrinn) med LNG-tilvirking.

U.S. Patent No. 6,248,794 til Gi eskes viser tilsvarende en metode for å bruke halegass fra et Fischer Tropsch GTL-anlegg som brennstoff til et kjølemediumsanlegg ved en LNG-fasilitet.

Et vanlig tildelt samtidig svevende U.S. patentsøknad, serienummer 10/051,425, innlevert 18. januar 2002 viser en metode for bruk av flashgass fra en LNG-prosess som føde for en GTL-prosess for å lage GTL-produkter.

De ovenfor refererte artikler i området av integrert LNG med GTL-teknologi blir i stor grad rettet mot deling av felles annleggsinfrastuktur og hjelpesystemer og andre inkrementale konsolideringsforbedringer.

UK patentsøknad GB 2357140 til Rummelhoff er rettet mot en prosess for integrering av naturgassvæsker (NGL) gjenvinning, LNG-produksjon og metanoltilvirking. Rummelhoff-prosessen har to ekspansjons- og separasjonstrinn for å fremskaffe energigjenvinning tilstrekkelig for å muliggjøre separering av høyere kokepunktsnaturgassvæsker ("NGLs") slik som etan og høyere kokepunkthydrokarbon fra LNG. Etter NGL-gjenvinning, gir Rummelhoff-prosessen et enkelt, endelig trinn for ekspandering og separering for å fjerne en naturgasstrøm fra LNG for føring til etter-prosesseringstrinn slik som produksjonen av metanol.

U.S. Patent No. 6,180,684 til Halmo et al. viser integrering av produksjonen av syntetisk drivstoff og elektrisk kraftgenerering. Mens prosessen vist deri sørger for separering av sure gasser, slik som CO2, fra en fødestrøm rettet mot LNG-produksjonen, blir derved oppnådd CO2deretter rettet mot reformeringsprosessene, som krever oksygen for å fremstille syntesegassen.

For tiden, bruker kommersiell-skala LNG-anlegg prosesser som generelt krever nesten fullstendig fjerning av sure gasser, inkludert CO2, fra fødegassen. Tidligere har CO2ekstrahert fra fødegassen simpelthen blitt ventilert til atmosfæren. Imidlertid, nåværende bekymringer omkring global oppvarming, internasjonalt drevede initiativer for å redusere drivhusgasser, og andre miljømessige faktorer gjør det uønskelig med slik ventilering av CO2.

Sammendrag av oppfinnelsen

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er rettet mot effektiv integrering av LNG- og GTL-faser og prosesseringstrinn for en integrert prosess, og fremskaffer også et alternativ til utslipp av CO2til atmosfæren i forbindelse med produksjon av LNG.

Derfor er den foreliggende oppfinnelsen, i et aspekt, rettet mot en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG-produkter i en LNG-faseproduksjonssone og GTL-produkter som inkluderer metanol i en GTL-faseproduksjonssone fra en naturgass bestående av hydrokarboner og CO2. Prosessen omfatter trinnene ved: forbehandling av minst en første del av naturgassen som skal separere i det minste en del av CO2fra denne og produsere en naturgass fødestrøm som har redusert CO2-innhold og en strøm rik på CO2;

konvertering av naturgassføden til LNG-produkt i LNG-fasen;

konvertering av en andre del av naturgassen til en syntesegass ved dampmetanreformering; og

la strømmen rik på CO2reagere med i det minste en del av syntesegassen i GTL-fasen for å produsere metanol.

I et annet aspekt, er oppfinnelsen rettet mot en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG-produkter i en LNG-faseproduksjonssone og GTL-produkter som inkluderer metanol i en GTL-faseproduksjonssone fra en naturgass bestående av hydrokarboner og CO2. Fremgangsmåten omfatter trinnene: forbehandling av i det minste en første del av naturgassen som skal separere i det minste en del av CO2derfra og produsere naturgassføde som har et redusert CO2-innhold og en strøm rik på CO2;

konvertering av naturgassføde til i det minste en naturgassdampkomponent og et LNG-produkt i LNG-fasen;

konvertering av i det minste en naturgassdampkomponent, og eventuelt en andre del av naturgassen, til en syntesegass ved dampmetanreformering; og

I tillegg, i andre eventuelle utførelser, kan videre ønskelige integreringsfordeler oppnås ved å kombinere det foregående særtrekket ved CC>2-nyttiggj øring med å utføre i en LNG-prosess ved minst to ekspansjons- og separasjonssykluser etter en vesentlig fjerning av NGL fra en nedkjølt naturgasstrøm under LNG-produksjonen, ettersom dette kan fremskaffe vesentlige integreringsfordeler over prosesser begrenset til et enkelt ekspansjons- og separasjonstrinn avgrenset til nødvendige prosesseringsbetingelser for å produsere et endelig LNG-produkt.

I andre utførelser har det også blitt funnet at ved å rette en ekspandert naturgassdamp mot GTL-konvertering, tilgjengelig ved mer gunstige trykk- og temperaturforhold, fra slike høyere trykkekspansjons- og separasjonstrinn, fremskaffes vesentlig energi- og kapitalbesparelser sammenlignet med prosesser som krever separate fasiliteter for komprimering og oppvarming av naturgassdamp tilstede ved nesten atmosfærisk trykk og vesentlige kaldere temperaturer.

I andre utførelser har det også blitt funnet at ved å utføre minst to ekspansjons- og separasjonssykluser, etter vesentlig fjerning av NGL fra en nedkjølt naturgasstrøm, tillates anleggsoperatøren å tilpasse og forbedre kvaliteten på LNG-produktet produsert, sammenlignet med LNG-produktet produsert fra en enkelt ekspansjons- og separasjonssyklus avgrenset til et endelig atmosfærisk LNG-separasjonstrinn.

Den fullt integrerte fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen gir vesentlige fordeler i forhold til teknikken rettet mot deling av en felles anleggsinfrastruktur og hjelpesystemer og prosesser avhengig av et enkelt ekspansjons- og separasjonstrinn for å produsere LNG.

Den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer en mer effektiv integrering av LNG- og GTL-fasene og deres relaterte prosesseringstrinn, ettersom den nyttiggjør en relativt lav verdi på CCVventilasjonsstrømmen for å produsere produkter som har høyere verdi, slik som metanol og dens beslektede derivater, og oppfinnelsen fremskaffer også et mer miljømessig akseptabelt alternativ til utslipp av avfalls-CC>2i atmosfæren i forbindelse med produksjonen av LNG.

Den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer videre en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG- og GTL-produkter som effektivt skifter ikke-forbrennbare gasser slik som nitrogen og helium, fra LNG-fasen og LNG-produkt til GTL-fasen og GTL-føden hvor den kan bli effektivt prosessert.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer også i aktuelle utførelser en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG- og GTL-produkter som synergistisk tillater en vesentlig andel av avkjølt naturgassdamp eller LNG-komponent å bli isentropisk eller isentalpisk ekspandert og rettet mot GTL-fasen for konvertering til GTP-produkter i forkant av behovet for rekomprimering og kjøling av slikt materiale for reinjeksjon tilbake til LNG-kjølesystemet, eller for å forkaste slik strøm til brennstoff. Samtidig gir den isentropiske eller isentalpiske ekspansjonen autokjøling, og kjøler ned den separerte residuale LNG-komponenten, og fremskaffer derved en synergistisk LNG-kjøleeffekt som reduserer behovet for supplementær eller ekstern kjøling.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer i enkelte utførelser en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG- og GTL-produkter som muliggjør produksjonen av et LNG-produkt inneholdende en høyere total molprosent av etan og høyere-kokepunkt hydrokarboner og derfor et høyere energiinnhold. Som en annen synergistisk fordel til det ovennevnte, er fjerning av etan og høyere kokepunkt hydrokarboner fra GTL-fasefødemateriale og inkrementelt retting av dette materialet til LNG-produktet fordelaktig ved at lavere konsentrasjoner av etan og høyere kokepunkt-hydrokarbon i GTL-fasefødematerialet reduserer prereformeringskrav selv til det punktet ved å eliminere prereformeringstrinnet fullstendig.

Fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer i enkelte utførelser en integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG og GTL-produkter som synergistisk og mer effektivt nyttiggjør tilgjengelig naturgasstrykk samtidig med minimalisering av kompressorkapital og/eller energikrav.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 er rettet mot en integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG- og GTL-produkter som inkluderer en første isentalpisk eller isentropisk ekspansjon, etterfulgt av et separasjonstrinn for å produsere en første LNG-komponent, etterfulgt av en andre isentalpisk eller isentropisk ekspansjon og et andre separasjonstrinn for å fremskaffe et videre forhøyet LNG-produkt og flere naturgassdampstrømmer tilgjengelig ved flere trykk for retting mot GTL-konvertering.

Fig. 2 er rettet mot en integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG- og GTL-produkter som inkluderer en første isentalpisk eller isentropisk ekspansjon, etterfulgt av et separasjonstrinn for å produsere en første LNG-komponent, etterfulgt av en andre isentalpisk eller isentropisk ekspansjon og et andre separasjonstrinn hvori den separerte naturgassdampen fra begge separasjonstrinn føres til et integrert kompresjonstrinn. Fig. 3 er rettet mot en integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG- og GTL-produkter som inkluderer en første isentalpisk eller isentropisk ekspansjon, etterfulgt av et separasjonstrinn for å produsere en første LNG-komponent, etterfulgt av en andre isentalpisk eller isentropisk ekspansjon og et andre separasjonstrinn hvori den separerte naturgassdampen fra hvert separasjonstrinn returneres til et varmevekslertrinn for forkjøling av naturgassen før hvert respektive isentalpiske eller isentropiske ekspansjons trinn og hvori den separerte naturgassen fra begge separasjonstrinnene er ført til et integrert kompresjonstrinn. Fig. 4 er rettet mot en integrert prosess for å produsere LNG- og GTL-produkter som inkluderer en første isentalpisk eller isentropisk ekspansjon, etterfulgt av et separasjonstrinn for å produsere en første LNG-komponent, etterfulgt av en andre isentalpisk eller isentropisk ekspansjon og et andre separasjonstrinn hvori varmeoverføring mellom den separerte naturgassdampen fra hvert separasjonstrinn og naturgassen rettet til hvert respektive isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinn blir hver for seg ført til en integrert enkel separasjon/kjølingsanordning og hvori den separerte naturgassen fra begge separasjon/kjøletrinnene blir ført til et integrert kompresj onstrinn. Fig. 5 er rettet mot en integrert prosess for å produsere LNG- og GTL-produkter som inkluderer en første isentalpisk eller isentropisk ekspansjon, etterfulgt av et separasjonstrinn for å produsere en første LNG-komponent, etterfulgt av en andre og en tredje isentalpisk eller isentropisk ekspansjon og et andre eller tredje separasjonstrinn hvori varmeoverføring mellom den separerte naturgassdampen fra hvert separasjonstrinn og LNG-komponentene rettet mot hvert enkelt respektive isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinn hver for seg blir ført inn i en integrert enkel separasjon/kjølingsanordning og hvori den separerte naturgassdampen fra alle tre separasjons-/kjøletrinnene blir ført til et integrert kompresjonstrinn. Fig. 6 er rettet mot en passende GTL-fase for den integrerte prosessen for produsering av LNG- og GTL-produkter som nyttiggjør en indirekte syntesegassrute for å produsere metanol, dimetyleter, dimetoksymetan, hydrogen, karbondioksid, og/eller Fischer Tropsch-produkter. Fig. 7 er et forenklet prosessflytdiagram som illustrerer en integrert LNG- og GTL-prosess hvori en naturlig gassføde til en LNG-fase blir forbehandlet for å separere CO2deri som en i all hovedsak ren CC>2-strøm før produksjon av LNG-produkter, og den resulterende C02-en blir deretter rettet mot en GTL-fase (omfattende for eksempel et metanolanlegg) hvori CC>2-en blir anvendt for å produsere GTL-produkter som inkluderer metanol. Flashgassen som oppnås under kondensering av naturgassen i LNG-fasen, blir også rettet mot GTL-fasen hvori flashgassen blir anvendt for å lage syntesegass ved dampmetanreformering. Den resulterende syntesegassen blir reagert med CO2for å produsere metanolproduktet. Fig. 8 er et annet prosessflytdiagram som illustrerer en GTL-fase rettet spesifikt mot metanolproduksjon i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot en integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG- og GTL-produkter som angitt i krav 1 fra naturgass slik som uttrykket er definert ovenfor. Naturgassen kontemplert heri omfatter generelt minst 50 molprosent metan, fortrinnsvis minst 75 molprosent metan, og mer fortrinnsvis minst 90 molprosent metan for best resultat. Balansen av naturgass omfatter generelt andre forbrennbare hydrokarboner slik som mindre mengder av etan, propan, butan, pentan, og tynnere hydrokarboner og ikke-forbrennbare komponenter slik som karbondioksid, hydrogensulfid, helium og nitrogen.

Nærværet av tyngre hydrokarboner slik som etan, propan, butan, pentan, og hydrokarbon som koker ved et kokepunkt over propan, blir generelt redusert i naturgassen gjennom gass-væske separasjonstrinnene. Hydrokarbonkoking ved en temperatur over kokepunktet for pentan eller heksan rettes generelt mot råolje. Hydrokarbonkoking i all vesentlighet ved en temperatur over kokepunktet for etan og under kokepunktet for pentan eller heksan blir generelt fjernet og betraktes som å være en naturgassvæske eller "NGL" for hensikten av den foreliggende oppfinnelsen.

Naturgassen prosessert i samsvar med fremgangsmåtetrinnene ved den foreliggende oppfinnelsen, er fortrinnsvis av en sammensetning slik at den kan rettes mot tilvirking av LNG- eller GTL-produkter uten å kreve ytterligere prosesseringstrinn for fjerning av

NGL.

For de fleste markeder er det også ønskelig å minimalisere nærværet av ikke-forbrennbare elementer og forurensinger i LNG slik som karbondioksid, helium og nitrogen og hydrogensulfid. Avhengig av kvaliteten på det gitte naturgassreservoaret (som kan inneholde så mye som 50% til 70% karbondioksid), kan naturgassen forprosesseres ved et naturgassanlegg for forfjerning av slik som de ovenfornevnte komponentene, eller kan bli ført rett til det integrerte anlegget for forprosessering i forkant av tilvirking av LNG- og GTL-produkter. Et særtrekk ved oppfinnelsen heri, er nyttiggjørelsen av karbondioksid i naturgassen som en metode for integrering av LNG-prosessen med GTL-prosessen, hvori CCh-en blir anvendt for å produsere metanol generelt ved kjente syntesemetoder, og metanolen fremskaffet slik kan videreføres ved kjente metoder inn i en stor variasjon av metanolderivater, slik som dimetyleter, eddiksyre, formaldehyd, og olefiner. Således blir naturgassføden til LNG-fasen forbehandlet, i forkant av kondenseringen i LNG-fasen, for å separere CO2deri for bruk i GTL-fasen som beskrevet heretter.

Et foretrukket LNG-produkt, fremstilt i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, omfatter generelt: • mindre enn to molprosent nitrogen og fortrinnsvis mindre enn en molprosent nitrogen; • mindre enn en molprosent og fortrinnsvis mindre enn 0,5 molprosent helium; • mindre enn 3 molprosent og fortrinnsvis mindre enn 1,5 molprosent av totalen av nitrogen og helium; og • mindre enn 12 molprosent av etan og høyere kokepunkts hydrokarboner, og fortrinnsvis mindre enn 4 molprosent etan og høyere-kokepunkt hydrokarboner.

En typisk brutto varmeverdi for LNG produsert i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen er generelt i områo det fra omtrent 37260 kJ/Sm 3 til omtrent 44710 kJ/Sm<3>og mer fortrinnsvis fra omtrent 37260 kJ/Sm<3>til omtrent 40985 kJ/Sm<3>. Imidlertid, med større mengder av etan og høyere hydrokarboner gjenværende og/eller tilsatt deri, kan brutto varmeverdi for LNG-produktet ha en forhøyet varmeverdi slik som opptil omtrent 55890 kJ/Sm<3>, og mer typisk fra omtrent 44710 kJ/Sm<3>til omtrent 52165 kJ/Sm3

Avhengig av det geografiske markedsstedet, kan fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen bli nyttiggjort for å synergistisk forhøye varmeverdien av LNG ved å konsentrere en tilstrekkelig mengde av etan og høyere-kokepunkt hydrokarboner i LNG-produktet. LNG produsert i en slik utførelse av den foreliggende oppfinnelsen kan realisere en økning i brutto varmeverdi på omtrent 285 kJ/Sm<3>for hver molprosent økning i etankonsentrasjonen over metan; 566 kJ/Sm for hver molprosent økning i propankonsentrasjonen over metan; og 838 kJ/Sm for hver molprosent økning i butankonsentrasjonen over metan. Det har også blitt funnet at et LNG-produkt fremstilt i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen kan realisere en økning i brutto varmeverdi av omtrent 410 kJ/Sm for hver molprosent økning i metan over ikke-forbrennbare.

Naturgass blir generelt gjort tilgjengelig eller transportert ved trykk så høye som 196 bar, mer vanlig ved trykk i området fra 7 bar til 98 bar, og mest vanlig ved trykk i området fra 28 bar til 84 bar. Temperaturen for naturgassen er avhengig av dens opprinnelige kilde. Hvor naturgassen er en rørledningsgass, kan dens temperatur nærme seg omgivelsesforhold slik som for eksempel, -18°C til 50°C. Dersom naturgassforholdene er målt i nærheten av en videreføringsanordning slik som en naturgasskompressor, kan utløps- og etterkomprimeringsutstyr bestemme eller påvirke temperatur og trykk for naturgassføden.

Forbehandlingstrinn passende for bruk med den foreliggende oppfinnelsen begynner

generelt med trinn som er alminnelig identifisert og kjente i forbindelse med LNG- eller GTL-produksjon, inkludert fjerning av sure gasser (slik som H2S og CO2), merkaptaner, kvikksølv og fuktighet fra naturgasstrømmen. Sure gasser og merkaptaner blir vanligvis fjernet via en sorpsjonsprosess som anvender en vandig amininneholdende løsning eller andre typer av kjente fysikalske eller kjemiske løsningsmidler. Dette trinnet blir generelt utført oppstrøms for det meste av naturgasskjøletrinnene. En vesentlig del av vannet blir generelt fjernet som en væske gjennom en topasserings-gass-væske separering før eller etter lavnivåkjøling, etterfulgt av en molekylsilprosessering for fjerning av spormengder

av vann. Vannfjerningstrinnene skjer generelt oppstrøms av en hvilken som helst isentalpisk eller isentropisk ekspansjon som forstått heri. Kvikksølv blir fjernet ved bruk av kvikksølvsenger av sorbsjonsmiddel. Residualmengder av vann og sure gasser blir vanligst fjernet ved bruk av spesielt utvalgte sorbentsenger slik som regenererbare molekylsikter. Slike særlig utvalgte sorbentsenger blir også generelt plassert oppstrøms av det meste av naturgasskjøletrinnene. Fortrinnsvis resulterer forbehandling av naturgassen i en naturgassføde til LNG-fase som har et CC>2-innhold av mindre enn 0,1 molprosent, og mer fortrinnsvis mindre enn 0,01 molprosent, basert på totalføden. I samsvar med oppfinnelsen, er det ønskelig å fremstille en C02-rik strøm for bruk i GTL-fasen av prosessen, hvori den C02-rike strømmen har minimale mengder av andre forurensinger deri, slik som H2S, merkaptaner, og andre svovelinneholdende forbindelser.

Som kjent i teknikken, kan en inhibert aminløsning brukes til selektivt å fjerne CC>2-en i naturgasstrømmen, men ikke H2S. E^S-en kan deretter fjernes i et etterfølgende trinn. Det er også ønskelig å anvende en vaktseng (slik som en ZnO vaktseng) for fjerning av noe gjenværende, restsvovelinneholdende forbindelser i den C02-rike strømmen før føding av strømmen til de punktene innenfor GTL-fasen, slik som oppstrøms av en for-reformeringsreaktor eller reformeringsreaktor. Slike reaktorer anvender typisk nikkelkatalysatorer som er mottagelige for forgiftning med svovelinneholdende forbindelser, slik som H2S.

Det har blitt funnet at full integrering av LNG- og GTL-konsepter i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen kan, i noen utførelser, også realisere en synergistisk fordel fra et vannfjerningstrinn. Det har blitt funnet at en vesentlig reduksjon av vanninnholdet i naturgassen før minst ett isentalpisk eller isentropisk ekspansjonstrinn som nevnt heretter kan resultere i en GTL-fødestrøm bestående av vesentlig mindre vann. Den lavere vannkonsentrasjonen i naturgassfødingen til GTL-prosesseringstrinnene resulterer i en vesentlig forbedring i regulering av hydrogen til karbonmonoksidforholdet av syntesegassen. Å opprettholde et særskilt syntesegass-støkiometrisk forhold av hydrogen til karbonmonoksid er fordelaktig for å konvertere syntesegassen optimalt til salgbare produkter. For eksempel er det foretrukne hydrogen til karbonmonoksid forholdet generelt høyere for konvertering av syntesegass til hydrogen enn det ville være foretrukket for konvertering til Fischer Tropsch-produkter.

LNG- fase av integrert prosess

Generelt kan LNG-fase anvendt ved praktiseringen av den foreliggende oppfinnelsen omfatte en hvilken som helst LNG-prosess, og i noen utførelser beskrevet heretter, er det foretrukket å anvende en LNG-prosess som produserer en flashgass, dvs., en naturlig gassdampkomponent, under prosessering av naturgass deri. For eksempel er prosesser for fremstilling av LNG generelt vist i U.S.-patentene 4,445,917; 5,537,827; 6,023,942; 6,041,619; 6,062,041; 6,248,794, og UK patentsøknad GB 2,357,140 A.

Etter forbehandlingstrinnene integrerer prosessen synergistisk i videre utførelser av den foreliggende oppfinnelsen en GTL-prosess direkte med en prosess for LNG-tilvirking. Mens oppfinnelsen skulle være forstått som bredt rettet mot integrering av en hvilke som helst LNG-prosess med en GTL-prosess, som produserer metanol og andre GTL-produkter som nevnt heretter, er det foretrukket å anvende en LNG-prosess som beskrevet heretter, hvor hydrokarbon-flashgass genereres under suksessive kjøletrinn innen LNG-prosessen blir gjenvunnet og anvendt, i det minste en del, for å generere syntesegass i GTL-prosessen.

I slike foretrukne utførelser, idet det nå henvises til Fig. 1 til 5, er den forbehandlede naturgassen og/eller en kombinasjon av forbehandlet og ubehandlet naturgass 1 rettet mot et kjøletrinn 2, eller sekvens av kjøletrinn 2, som kan omfatte et eller flere kjøletrinn med mål og suksessivt oppnå lavere temperaturer. Et hvilket som helst passende kjølemiddel, eller kombinasjon av kjølemidler, kan anvendes som kjølestrømmer 3. For eksempel, på grunn av dere tilgjengelighet og kostnad, er foretrukne kjølemedier ammoniakk, propan, propylen, etan, etylen, metan, og andre vanlige gassformige materialer eller blandinger derav som har blitt komprimert og kjølt ned for å kondensere det samme. Kjølemediet kan også bli inkorporert i en åpen syklus konfigurasjon, hvori der er intim kontakt mellom kjølemiddelet og prosesstrømmen. I den utstrekning at mer enn en kjølemiddelstrøm blir brukt i kjøletrinnet 2, vil kjølemiddelet brukt i den sistnevnte delen av kjøletrinn 2 generelt ha et kokepunkt lavere enn det kjølemiddelet som blir brukt i tidligere trinn av kjølemiddel 2.1 en foretrukken utførelse, blir propan brukt som et første kjølemiddel og etan eller etylen blir brukt som et etterfølgende kjølemiddel. Mer fortrinnsvis, blir propan brukt som et første kjølemiddel og etylen blir brukt som et etterfølgende kjølemiddel.

I en utførelse og som beskrevet på Fig. 1 og 2, blir den nedkjølte naturgassen 8 isentropisk eller isentalpisk ekspandert over en ekspansjonsanordning 9 for å senke trykket for naturgasstrømmen 8 og autonedkjøle naturgasstrømmen til en lavere-temperatur naturgasstrøm 10.

Passende anordninger for isentalpisk ekspansjon av naturgass i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen inkluderer generelt, men er ikke begrenset til, manuelt eller automatisk aktuerte strupeanordninger slik som ventiler, reguleringsventiler, Joule Thompson-ventiler, venturianordninger, og lignende. De foretrukne isentalpiske ekspansjonsanordningene er automatisk aktuerte reguleringsventiler eller Joule Thompson-ventiler.

Passende anordninger for isentropisk ekspansjon av naturgass i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen inkluderer generelt utstyr slik som ekspandere eller turboekspandere som ekstraherer eller avleder arbeid fra slik ekspansjon. Mens den isentropiske ekspansjonen er vist, for hensikter av Fig. 1 til 5 i form av en ventil, skal denne fremstillingen være forstått slik at det omfatter anordninger kontemplert ovenfor både isentropisk og isentalpisk ekspansjon.

Isentalpisk eller isentropisk ekspansjon kan bli utført i allvæskefasen, alldampfasen, blandet fase eller kan bli utført slik at det fasiliterer en faseendring fra væske til damp. Isentalpisk eller isentropisk ekspansjon som kontemplert heri kan reguleres for å opprettholde et konstant trykktap eller temperaturreduksjon over ekspansjonsanordningen, kan operere for å opprettholde LNG-produktet eller GTL-fødesammensetningsegenskaper, eller kan bli utført hydraulisk slik at det fremskaffer tilstrekkelig trykk for å rette strømmen mot et særskilt nedstrømsbruk.

Hvor slik en isentalpisk eller isentropisk ekspansjon kan bli regulert til et konstant trykktap, vil passende trykktap eller reduksjonsområder generelt spenne fra omtrent 0,35 bar til omtrent 55,9 bar, foretrukket fra omtrent 1,0 bar til omtrent 45,4 bar, og mer foretrukket fra omtrent 2,1 bar til omtrent 21,0 bar for best resultat. Hvor ekspansjonen blir regulert til en konstant- temperatur reduksjon, vil passende temperatur-reduksjonsområder generelt strekke seg fra omtrent -18°C til omtrent 66°C, foretrukket fra omtrent -16°C til omtrent 29°C og mer foretrukket fra omtrent -12°C til omtrent 10°Cfor best resultat.

Som Fig. 1 til 3 illustrerer, er den nedre temperatur naturgasstrømmen 10 fra det isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinnet generelt rettet mot en separasjonsanordning 11A for separering av fordampet naturgass fra den kondenserte delen av naturgassen.

Den kondenserte delen av naturgassen, for hensikter ved den foreliggende oppfinnelsen, kan også bli referert til LNG-komponenten fordi den generelt har en sammensetning tilsvarende det endelige LNG-produktet, men for det mulige nærvær av visse mengder av lavkokepunkts ikke-forbrennbare gasser som kan bli fjernet etterpå i prosessen ved den foreliggende oppfinnelsen. Imidlertid kan ikke LNG-komponenten være tilstede ved trykk- og temperaturforhold, slik at den eksisterer som væske ved tilnærmet atmosfærisk trykk, som tradisjonelt definerer LNG eller LNG-produkt.

Separasjonsanordningen kan være en enkelttrinns- avgassingstank eller kan inkludere et flertall av teoretiske separasjonstrinn for å fremskaffe bedre komponentseparasjon mellom bestanddelene i de nedkjølte naturgassdampkomponentstrømmene 13 og 13A for Fig. 1 til 5 og LNG-komponenene 19 og 19A for Fig. 1 til 5. Passende gass-væske separasjonsanordninger for fremskaffelse av et flertall av teoretiske separasjonstrinn kan omfatte et destillasjonstårn, som alternativt kan inkludere en fordamper, en kondensator, eller refluks.

Avhengig av konfigurasjonen for integrering av den isentalpiske eller isentropiske ekspansjonsanordningen med separatoren og anvendt separatortype, kan det isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinnet bli regulert slik at det opprettholder LNG-produktspesifikasjonene for strøm 24 på Fig. 1 til 5. Generelt kan omfanget av det isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinnet bli regulert slik at det reduserer det ikke-forbrennbare innhold av LNG ved å fordampe mer av disse komponentene og separere dem i naturgassdampkomponentstrømmer 13A og 13B vist på Fig. 1 til 5. Det isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinnet kan også bli regulert slik at det opprettholder et særskilt etan eller høyere-kokepunkt hydrokarbon molprosent eller for å opprettholde en særskilt LNG-produkt varmeverdi som kontemplert ovenfor.

I tillegg, kan det isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinnet bli regulert slik at separasjonstrinnet tillates å operere ved et høyere trykk, tilstrekkelig for å føre naturgassdampkomponentene til deres ønskede sluttbrukersystem. Separasjonsanordninger som driftes ved tilnærmett atmosfærisk trykk (slik som de tilstede i tidligere teknikk) og som fører dampkomponentene til et sluttbrukersystem med 21 bar trykk, krever et kompresjonsforhold på mer enn 20 for å flytte disse komponentene til deres sluttbrukersystem, som igjen krever vesentlig kapital og driftsressurser. Av denne grunn er det ekspanderte trykket for naturgassdampkomponenten og LNG-komponenten som går ut fra det første ekspansjons-/separasjonstrinnet generelt i overkant av omtrent 5,2 bar, fortrinnsvis i overkant av omtrent 8,7 bar, og mer fortrinnsvis i overkant av omtrent 12,2 bar for best resultater.

I en annen utførelse, som er mer detaljert beskrevet på Fig. 3, kan den kalde naturgassdampkomponenten 13A returneres til motsatt side av varmeveksler 7 for å fremskaffe ytterligere kjøling for naturgasstrøm 4.1 en videre forhøyelse av denne utførelsen, og som er mer detaljert beskrevet på Fig. 4 og 5, kan tilleggskjøletrinnet og separatoren bli integrert i en enkelt anordning 12A. Den nedkjølte naturgasskomponenten 13 A, før den forlater separatoren 12A, kan bli benyttet for å videre kjøle naturgasstrømmen 10 innen selve separatoren. Denne kjølingen kan utføres på en medstrøms eller motstrøms måte, med den kaldere naturgassdampkomponenten 13A strømmende i en varmeoverførende relasjon til den motsatte strømmen av innløpsnaturgasstrøm 10. Varmeoverføring blir fortrinnsvis utført på en motstrømsmåte for best resultater. Passende anordninger for å utføre en slik funksjon kan omfatte en fraksjonerings- eller separeringsanordning, omfattende monolittisk, plate, rørformet eller andre varmeoverføringselementer for overføring av varme, men ikke masse.

I utførelser inkorporer den foreliggende oppfinnelsen, som illustrert på Fig. 1 til 5, minst to og fortrinnsvis tre isentalpiske eller isentropiske ekspansjoner kombinert med separasjonstrinnene for beste resultater. For eksempel viser Fig. 1 til 3 en første isentalpisk eller isentropisk ekspansjonsanordning 9 for ekspandering av nedkjølt naturgass fra kanal 8, og retter den ekspanderte og videre nedkjølte naturgassen mot kanal 10. Den videre nedkjølte naturgassen 10 blir deretter separert i en kald naturgass-dampkomponent 13A og en første LNG-komponent 19, hvoretter den første LNG-komponenten 19 igjen blir ekspandert i en isentalpisk eller isentropisk ekspansjonsanordning 21. Den to ganger ekspanderte LNG-komponenten blir separert i en andre kald naturgassdampkomponent 13B og en andre LNG-produktstrøm 24. Fig. 3 fremskaffer i tillegg suksessive nedkjølingstrinn 7 og 20 for bruk av første og andre kald naturgassdampkomponenter 13A og 13B for videre nedkjøling av henholdsvis første LNG-komponenten og andre LNG-produktstrøm 24.

Utførelser av den foreliggende oppfinnelsen, som illustrert på Fig. 4 og 5, utøver de multiple separasjons- og sekundære nedkjølingstrinnene i en enkelt integrert anordning. For eksempel illustrerer Fig. 4 og 5 en første isentalpisk eller isentropisk ekspansjon 9, etterfulgt av en integrert separasjon og kjøleapparatur 12A for å produsere en nedkjølt naturgassdampkomponent 13A og en første LNG-komponent 19 eller 19A. Den første LNG-komponenten 19 eller 19A blir igjen ekspandert i en andre isentalpisk eller isentropisk ekspansjonsanordning 21 eller 21A og rettet mot en andre integrert separasjons- og kjøleapparatur 12B for å produsere en andre nedkjølt naturgassdampkomponent 13B og en andre nedkjølt LNG-komponent 24 (Fig. 4) og 19B (Fig. 5). For Fig. 5, den andre nedkjølte LNG-komponenten 19B blir ekspandert en tredje gang i en tredje isentalpisk eller isentropisk ekspansjon 12C for å produsere en nedkjølt naturgassdampkomponent 13C og et tredje nedkjølt LNG-produkt 24.

Multiple isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinn etterfulgt av påfølgende separasjonstrinn fremskaffer vesentlige fordeler over et enkelt isentalpisk eller isentropisk ekspansjonstrinn etterfulgt av et enkelt separasjonstrinn.

Multiple separasjonstrinn, som kontemplert på Fig. 1 til 5, forbedrer separasjonen av den nedkjølte naturgassdampkomponenten fra den nedkjølte LNG-komponenten og LNG-produktet. For eksempel gir enkle ekspansjons- og separasjonstrinn, fremskaffet som et enkelttrinnsflash, bare ett teoretisk separasjonstrinn som alternativt kan fremskaffe adekvat eller ønskelig separasjon. Mer uønsket imidlertid, må enkle ekspansjons- og separasjonstrinn bli utført ved atmosfærisk trykk og svært lave temperaturer for at et LNG-produkt skal produseres fra separasjonstrinnet. Ved å utøve minst to ekspansjons- og separasjonstrinn, tillates et første trinn å bli utøvd ved høyere trykk, for derved å tillate en finere, mer presis, eller mer fleksibel separasjon av ikke-forbrennbare og GTL-faseføde fra LNG-komponenten eller LNG-produktet. Videre kan dette høyere trykket og mer presise separasjonen bli utøvd ved en høyere og lettere oppnåelig temperatur.

Minst to og fortrinnsvis tre ekspansjons- og separasjonstrinn blir videre fremskaffet fordi naturgassdampkomponenten kan gjøres tilgjengelig ved mer foretrukne forsyningstrykk, og således redusere de totale energikrav og utgiftskostnader for å integrere et LNG- og GTL-anlegg. Intermediær eller sluttbruk kontemplert for den separerte naturgassdampkomponenten, i den grad at strømmen eller fraksjoner derav er tilgjengelig ved forskjellige sammensetninger eller prosessforhold, inkluderer nedkjøling og resirkulering tilbake til LNG-produksjonen (ved ett eller flere punkter langsmed LNG-nedkjølingstoget), frigjort til flamme, eller internt drivstoffbruk som for gassturbindrivstoffbehov, strømmetanreformerdrivstoffbehov, kombi-kraftverk turbindrivstoff, eller brennerdrivstoff slik som for varmere som følger med en hydrocrackingsfasilitet for prosessering av Fischer Tropsch GTL-produkter.

Når det gjelder fordelene ved forsyningstrykkfleksibiliteten for den separerte naturgassdampkomponenten, er Fig. 1 til 4 rettet mot prosesser som har to integrerte isentalpiske eller isentropiske ekspansjons- og separasjonstrinn i serier. I hvert første separasjonstrinn, 11A eller 12A som tilfellet kan være, er en nedkjølt naturgassdampkomponent 13 A fremskaffet ved et høyere trykk enn den kjøligere naturgassdampen 13B tilgjengelig fra den andre separasjonen. Hver av disse separerte og nedkjølte naturgassdampkomponentene 13A og 13B kan, uten kompresjon, bli ført til forbrukspunkter basert på sammensetningsspesifika og trykk.

For eksempel separerer den høyere trykkseparasjonsanordningen 1 IA eller 12A på Fig. 1 til 4 generelt en nedkjølt naturgassdampkomponent 13 A, inneholdende en høyere konsentrasjon av ikke-forbrennbare gasser, enn hva de lavere trykk-separasjonsanordningene 11B, 12B eller 12C respektivt ville kunne produsere. Denne ikke-forbrennbarrike nedkjølte gassdampstrømmen 13 A er fortrinnsvis rettet mot et brennstofforbrukspunkt eller mot GTL-fødematerialet fremfor tilbake til LNG-produksjonen. Som vil bli beskrevet senere er inkrementell retting av ikke-forbrennbare komponenter mot den integrerte GTL-fasiliteten generelt foretrukket for å tillate de ikke-forbrennbare komponentene å bli igjen i LNG-produktet.

I tillegg kan de forskjellige brennstoff-forbrukspunktene eller fødelokasjonene for den integrerte LNG- og GTL-fasiliteten som benyttes for å utføre fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, fortrinnsvis kreve høyere eller lavere trykk ettersom tilfellet kan være. For eksempel kan høytrykksseparasjonsanordning 1 IA eller 12A av Fig. 1 til 4 synergistisk fremskaffe en nedkjølt naturgassdampkomponent 18 ved tilstrekkelig trykk slik at det kan kompensere for GTL-fødens krav til kompresjonskraft, eller eliminere fullstendig behovet for en separat GTL-fødekompressor. Lavere trykkseparasjonsanordning 11B eller 12B på Fig. 1 til 4 kan fremskaffe tilstrekkelig trykk til å føre nedkjølt naturgassdampkomponent 26 til forbrukspunkter, slik som brennovn, kjølemediumskompressor eller GTL-brennstoff. Videre fremskaffer kompresjonskilder 15A og 15B tilleggskapabiliteten ved å forsyne høyere trykkomprimerte naturgassdampkomponenter 16 og 25, til GTL-føde eller for nedkjøling og resirkulering til LNG-komponenter eller produkt. Driftsmessig fremskaffer nedkjølte naturgassdampkomponenter, tilgjengelig ved en hvilke som helst av flere trykk, fleksibilitet i å forsyne optimale fødetrykk til GTL-fasen.

Fig. 5 illustrerer en fremgangsmåte omfattende tre integrerte isentalpiske eller isentropiske ekspansjons- og separasjonstrinn i serier. Fremgangsmåten utført på Fig. 5 oppnår de fleste av fordelene fremsatt for prosesser med to integrerte trinn i tillegg til å fremskaffe et tredje isentalpisk eller isentropisk ekspansjonstrinn og minst ett ytterligere teoretisk separasjonstrinn.

Prosessene satt frem på Fig. 2, 4 og 5 særpreges ved tilleggssynergiene av å konsolidere kompresjonstrinnene utøvd av kompressorene eller kompressortrinnene 15 A, 15B og 15C, i sammenkoblede anordninger som har felles utstyr og annen relatert infrastruktur, og som slipper ut til et felles komprimertgass-system. For eksempel kan prosesseringstrinnene utført i anordninger 15 A og 15B for Fig. 2 og 4 og anordninger 15 A, 15B og 15C for Fig. 5 utøves i forskjellige trinn av den samme integrerte anordningen, eller ved forskjellige lokasjoner eller posisjoner langsmed et enkelttrinn av samme anordning. I en annen utførelse kan anordninger 15A og 15B på Fig. 2 og 4 og anordninger 15A, 15B og 15C for Fig. 5 bli integrerte med isentropisk ekspansjonstrinn 9 og 21 for Fig. 1 til 4 og trinnene 9, 21A og 21B for Fig. 5.1 tillegg til fordelene ved kapital- og driftskostnadene tilstede ved å konsolidere flere kompresjonstrinn inn i en enkel anordning, vil en slik forhøyelse sikre bedre konsistent og jevn maskinbelastning, som resulterer i en forbedret pålitelighet.

Prosessene vist på Fig. 4 og 5 illustrerer i tillegg kapabiliteten ved å komprimere avkjølte naturgassdampkomponenter 13A, 13B og 13C i kompressorer 15A, 15B og 15C, nedkjøle den komprimerte naturgassdampkomponenten 16A i varmeveksleranordning 17 og resirkulering en andel av nedkjølt naturgassdampkomponent 18 til LNG-toget enten før varmevekslingstrinn 2 gjennom kanal 18A eller før varmevekslingtrinn 5 gjennom kanal 18B.

I en annen utførelse som illustrert på Fig. 4 og 5 kan en del av den komprimerte naturgassdampkomponenten 18C rettes mot høytrykksseparasjonsanordninger 12A, 12B og/eller 12C, som tilfellet kan være, slik at det fremskaffer supplerbare nedkjølte strømmer 18D, 18E og 18F for retting tilbake mot nedkjølt naturgasstrøm 8 oppstrøms av den isentalpiske eller isentropiske ekspansjonsanordningen 9.

I en foretrukket utførelse, kan strømmen i strøm 18 elimineres ved å rette hele avløpet fra kompressor 15A til strøm 25. På denne måten kan gjennomgangskapasiteten av LNG-toget, som ellers ville være forbrukt ved en av strømmene 18A og 18B, bli erstattet med ytterligere naturgassføde som ville tillate prosessering ved høyere kapasitet gjennom LNG-fasen uten vesentlig å endre kraftforbruket. Videre kan en ytterligere fordel utledes av denne utførelsen, siden strøm 25 sannsynligvis ikke vil kreve så høyt trykk (avhengig av hvorvidt den er rettet mot GTL-fasen, brennstoff, eller lignende) som ville være påkrevd ved å resirkulere denne strømmen tilbake til LNG-toget gjennom strømmer 18A og 18B. Denne fordelen, realisert gjennom lavere kraftkrav fra kompressor 15 A, ville redusere kraftkravene ved metansyklusen, resulterende i en økning av LNG-produktet for en fast krafttilførsel til anlegg.

Den integrerte prosessen, ved den foreliggende oppfinnelsen som beskrevet i utførelsen av Fig. 1 til 5, fremskaffer kapabiliteten synergistisk ved optimal håndtering av varmeovergang, kompressor og annet utstyr, energikrav og produktkvalitetskriterier for både LNG- og GTL-tilvirking.

GTL- fase av integrert prosess

Passende fødematerial(er) fra LNG-fasen av den integrerte prosessen for retting mot GTL-fasen av den integrerte prosessen kan generelt inkludere strøm 18 (Fig. 1 til 5), strøm 25 (Fig. 1 til 5), strøm 26 (Fig. 1 til 5), strøm 16 (Fig. 1), og strøm 27 (Fig. 5). De(t) foretrukne fødematerial(er) for den integrerte prosessen av den foreliggende oppfinnelsen er strømmene 18, 25, og 26, med strømmene 18 og 26 som de mest foretrukne for best resultater. Det passende fødemateriale, eller de foretrukne strømmene, kan være rettet mot forskjellige posisjoner langsmed den integrerte GTL-fasen av prosessen, eller kan bli kombinert og rettet mot GTL-fasen ved en enkel posisjon. For hensikter av diskusjon og Fig. 6, skal GTL-fasefødemateriale 30 være å forstå slik at det menes en hvilken som helst, eller alle av strømmene 18 (Fig. 1 til 5), strøm 25 (Fig. 1 til 5), strøm 26 (Fig. 1 til 5), strøm 16 (Fig. 1) og/eller strøm 27 (Fig. 5).

Det foretrukne GTL-fasefødematerialet kan overraskende omfatte en høyere molprosent av ikke-forbrennbare komponenter og lavere-molekylvekt hydrokarbon enn det som er tilstede i naturgassføden til et LNG-anlegg, eller som er vanlig for tradisjonelt GTL-fødemateriale. Det har blitt funnet at inkrementell retting av disse komponentene fra LNG-produkt til GTL-fødemateriale kan fremskaffe flere fordeler sammenlignet med første generasjon av anlegg beskrevet ved den tidligere teknikken. Blant disse fordelene inkluderer fremskaffelse av et forbedret, høyere LNG-verdi produkt som har en lavere molprosent av ikke-forbrennbare enn det generelt ville blitt funnet i et ikke-integrert LNG-anlegg.

I tillegg til fordelene assosiert ved å fremskaffe et høykvalitetsprodukt, blir ulempene redusert ved det reduserte nærvær av ikke-forbrennbare i LNG-produktet, ulemper assosiert med å lagre LNG-produktet med komponenter lettere enn metan, og som må ventilere og gjenvinne eller forbruke slike ikke-forbrennbare gasser fra lager. Ventilering og forbruk av ikke-forbrennbare gasser fra lager vil uunngåelig forbruke eller ødelegge verdifull LNG sammen med slik ikke-forbrennbare gasser. Videre vil uønsket resirkulering av lette, ikke-forbrennbare komponenter, slik som til strøm 18 på Fig. 4 og 5, redusere molekylvekten av strømmene 10 og 19 for Fig. 4 og strømmene 10, 19A og 19B for Fig. 5, og derfor kreve lavere kjøle- og driftstemperaturer og en høyere energibelastning for kondensering. Disse lettere strømmene resulterer også i en ytterligere ventilasjon gjennom strømmene 13A, 13B og 13C for Fig. 4 og 5, resulterende i en vesentlig volumekspansjon ved innvendig resirkulering og vesentlig høyere produksjonskostnader per enhetsvolum av LNG produsert.

Fig. 6 fremskaffer et eksempel på en passende GTL-fase for den integrerte fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen, ved å bruke en indirekte

syntesegassrute for produsering av metanol, og eventuelt, ytterligere ett eller flere GTL-produkter valgt ut fra dimetyleter, dimetoksymetan, og/eller Fischer Tropsch-produkter. GTL-fasen i samsvar med Fig. 6 illustrerer at oppfinnelsen også kan bli konfigurert for å produsere hydrogen og karbondioksid.

På Fig. 6 er en del av GTL-fasefødematerialet 31, supplementert dersom og som passende med forbehandlet naturgass 32 (som kan inkludere CO2deri), som er rettet mot forvarmeveksler 33 for forvarming av GTL-fødestrømmen til prereformeringsforhold. Varmekildestrøm 34 for forvarmeveksler 33 er generelt fremskaffet fra føde/utløps- varmeovergangen, med det varme utløpet tilgjengelig fra nedstrøms prosesseringstrinnene. Imidlertid kan mettet eller supervarmet damp også brukes til forvarming.

Forvarmevekslerutløpsstrøm 35 kan bli supplert med en andel av eller en tilleggsandel av GTL-fasefødemateriale 36 for å danne prereformeringsfødemateriale 37 før innløpet til prereformeringstrinn 38. Prereformeringstrinn 38 er fremskaffet slik for å forbedre GTL-fødematerialkvaliteten ved å konvertere etan og høyere kokepunkt hydrokarbon ved å la fødemateriale 37 passere, i nærvær av damp 37A, over en katalysator passende for konvertering av etan og høyere-kokepunkt hydrokarbon til syntesegass (og i en mindre grad metan). Passende katalysatorer for prereformeringsreaksjonen inkluderer generelt en høyaktivitets nikkelinneholdende katalysator. Overskuddsmengder av høyere-kokepunkt hydrokarbon som passerer til syntesegassreformeringen eller tilvirkingsseksjonen, kan resultere i dannelse av koksforurensinger derved forårsake sotdannelse, katalysatorseng- eller rørplugging, og redusert katalysatoraktivitet.

Prereformer avløpsstrøm 39 går ut prereformer 38 hvor den kan bli supplementert med en andel av eller en tilleggsdel av GTL-fasefødemateriale 40 for å danne reformerfødemateriale 41. Reformerfødemateriale 41 er rettet mot forvarmeveksler 42 for forvarming av det forvarmede reformerfødemateriale 43 slik at det reduserer varmekravene påkrevd av brenner 44. Brenner 44 er fremskaffet for forvarming av reformerføde 45 til syntesegass-reformerforhold. Varmekildestrømmen 48 for forvarmeveksler 42 blir generelt fremskaffet gjennom føde/avløpsvarmeovergang fra produktene fra reformingsreaksjonen, selv om mettet eller superhetet damp også kan brukes for forvarming.

Brenner eller fyrt varmer 44 gir tilstrekkelig energi til reformerføden 45, slik at det opprettholdes optimale temperaturforhold for den utvalgte naturgassreformer trinn 47 teknologien. Passende reformerteknologi og passende naturgassreformertrinn inkluderer generelt dampmetanreformer, ettersom slik reforming kan produsere et relativt høyt hydrogen til karbonoksid molarforhold, som kan effektivt brukes til å produsere metanol.

Generelt kontemplerer dampmetanreforming reaksjonsdamp og naturgass ved høye temperaturer og moderate trykk over en redusert nikkelinneholdende katalysator for å produsere syntesegass. Hvor syntesegassreformeringstrinnet 47 bruker strømreformingsteknologi, omfatter strøm 46A damp eller vann, og strøm 43 blir oppvarmet i brenner 44 slik at det fremskaffer en reformeringsreaksjonstemperatur, målt ved reaktorutløpet, generelt i overkant av 260°C, fortrinnsvis spennende fra omtrent 540°C til omtrent 1100°C, og mer fortinnsvis fra omtrent 820°C til omtrent 1040°C for best resultater. Reaksjonstrykket for dampreformer 47 blir generelt opprettholdt ved mellom 3,5 bar og 70 bar, fortrinnsvis ved mellom 10,5 bar og 56 bar, og mer fortrinnsvis ved mellom 17,5 bar og 42 bar for best resultater.

Avløpet 48 fra syntesegassreformeringstrinnet 47 omfatter generelt hydrogen og karbonmonoksid med generelt mindre mengder av karbondioksid, damp, metan og ikke-forbrennbare gasser. Området av molforhold for hydrogen, karbonmonoksid, og karbondioksid blir generelt tilpasset slik at det mest effektivt produserer nedstrømsprodukter av den særskilte GTL-fasen. For Fischer Tropsch-produkter, vil hydrogen til karbonmonoksid molforholdet generelt være i området fra omtrent 1,5 til omtrent 2,5 og mer fortrinnsvis fra omtrent 2,0 til omtrent 2,1 for best resultater. For metanol, dimetyleter eller dimetoksymetanproduksjon, vil hydrogen minus karbondioksid til karbonmonoksid pluss karbondioksid molforholdet generelt være i området fra omtrent 1,5 til omtrent 2,5 og mer fortrinnsvis fra omtrent 2,0 til omtrent 2,1 for best resultater.

På Fig. 6 er avløp 48 fra syntesegassreformingstrinn 47 brukt i varmeveksler 42 for reformerforvarming, resulterende i en kaldere strøm 49, som fortsatt kan være for høy i temperatur for det særskilte nedstrømsreaksjonstrinnet å bli kontemplert. Strøm 49 blir videre nedkjølt i varmeveksler 50 for å fremskaffe en nedkjølt syntesegasstrøm 52 passende for nedstrøms konvertering. Strøm 49 kan bli nedkjølt gjennom føde/avløpsvarmeveksling eller kan bli nyttiggjort for å produsere eller å supervarme damp eller til varmefordamperfødevann 51.

GTL-produkter som er utledet fra den indirekte syntesegassruten inkluderer, men er ikke begrenset til, metanol, dimetyleter, dimetoksymetan, polydimetoksymetan, urea, ammoniakk, kunstgjødsel og Fischer Tropsch-reaksjonsprodukter. Fischer Tropsch-reaksjonen produserer produkter av forskjellige karbonkjedelengder, nyttige til å produsere lavere-kokepunkt alkaner, nafta, destillater nyttige som jet- og dieselbrennstoff og fyringsolje, og smøreolje og voksbaserte varer.

Fig. 6 illustrerer den integrerte fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen med valget av å produsere noe eller alt av karbondioksid, hydrogen, metanol, dimetyleter, dimetoksymetan, og Fischer Tropsch-produkter som inkuderer lett hydrokarbon, nafta, destillater nyttige som jet- og dieselbrennstoff og fyringsolje, og smøreolje og voksbaserte varer.

Syntesegasstrøm 52 er vist på Fig. 6 som splittet i tre strømmer for retting mot uavhengige eller til potensielt integrerte strømkonverteringssystemer omfattende et første konverteringssystem omfattende hydrogentilvirking, et andre konverteringssystem omfattende metanol, dimetyleter og dimetoksymetantilvirking, og et tredje konverteringssystem omfattende Fischer Tropsch-produkt tilvirking. Imidlertid skulle det være forstått slik at ikke alle tre systemene må bli anvendt i praktiseringen av oppfinnelsen.

Første avløpsstrøm 53 og strøm 86 omfattende damp og/eller vann er rettet mot et vann/gasskift reaksjonstrinn 56, som i all vesentlighet skifter og høyner det molare forholdet av hydrogen til karbonmonoksid i syntesegassen. Den hydrogenanrikede syntesegassen 57 er rettet mot et karbondioksidfjerningstrinn 58 for å rense hydrogenet. Hydrogenet kan renses gjennom en hvilke som helst av flere prosessruter, kjent for de som er dyktige på området. Selv om sluttbruken kan definere hydrogenrenhetskravene og en hvilket som helst utvalg av teknologi, burde passende prosesser inkludere membranseparasjon, amin eller varm kaliumkarbonat skrubbesystemer, molekylsiler i trykksvingsabsorbere (PSA), eller metaneringsreaktorer og lignende, enten singulært eller i forskjellige kombinasjoner.

Hydrogenet produsert 59 fra karbondioksidfjerningstrinnet 58 kan brukes internt til GTL-prosessen for katalysatorreaktivering, for regulering av syntesegass molforhold, for nedstrøms produkt hydroprosessering/oppgradering slik som hydrobehandling, hydrocracking, isomerisering, eller for drivstoff. Hydrogenstrømmen 59 kan også eksporteres for eksternt bruk, inkludert brenselsceller, hydroprosessering, avsvovling, eller andre eksterne prosesser som krever relativt rent hydrogen. Karbondioksid fjernet 60 gjennom karbondioksid-fjerningstrinnet 58 kan også brukes internt for regulering av syntesegass molforhold, metanolproduksjon, karbondioksid-metanreformering eller kan brukes eksternt for bruk slik som forhøyet oljegjenvinning.

Andre avløpsstrøm 54 er rettet mot et metanolreaksjonstrinn 61 for tilvirking av metanol 62 som kan brukes for salg i metanolmarkedet eller internt eller eksternt konvertert til andre produkter slik som olefiner, eddiksyre, formaldehyd, etere, slik som, men ikke begrenset til, metyltertiær butyleter (MTBE), etyltertiær butyleter (ETBE), tertiær amylmetyleter (TAME) og lignende, og andre kjemiske produkter produsert fra metanol.

Videre integrering av LNG-fasen med GTL-fasen er vist på Fig. 6, hvori i henhold til oppfinnelsen, en C02-rik strøm 100 oppnådd ved forbehandling av naturgassføden til LNG-fasen som tidligere beskrevet heri (forbehandlingstrinnet er ikke vist) også er rettet mot GTL-fasen for bruk i produksjon av metanol og andre metanolderivater. Den CC>2-rike strømmen 100 kan inneholde vesentlig ren CO2, det vil si, mer enn 99,9 molprosent CO2basert på totalstrømmen, som oppnådd fra forbehandlingsmetodene tidligere beskrevet, men kan inneholde mindre mengder, slik som mindre enn 5 molprosent, og fortrinnsvis mindre enn 1 molprosent, og mer fortrinnsvis mindre enn 0,1 molprosent av andre bestanddeler, slik som hydrokarboner og ikke-forbrennbare som er i naturgasstrømmen som anvendes. Den C02-rike strømmen kan mates inn i GTL-fasen ved et forskjellig antall punkter, enten oppstrøms fra forreformer 38 eller reformer 47, eller nedstrøms av reformer 47. Fortrinnsvis blir den CC>2-rike strømmen matet til GTL-fase oppstrøms av reformer 47. På Fig. 6 er den CC>2-rike strømmen vist splittet i tre separate strømmer: linje 115 kan brukes til å føde den C02-rike strømmen ved et punkt oppstrøms av forreformering 38, linje 118 kan brukes til å føde den CO2-rike strømmen oppstrøms av reformer 47, og linje 119 kan brukes til å føde den CO2-rike strømmen ved et punkt nedstrøms for reformer 47. En hvilke som helst eller flere av disse linjene kan brukes til å føde den C02-rike strømmen til GTL-fasen. Andre punkter for føding av den C02-rike strømmen til GTL-fasen er også kontemplert, og vil være opplagte for de som er fagfolk ved å lese beskrivelsen inneholdt heri.

Metanol 63 fra metanolreaksjonstrinnet 61 kan også være rettet mot et dehydrogeneringstrinn 64 for fjerning av vann 65 fra metanol og produsere dimetyleter 66. Dimetyleter 66 kan brukes som en aerosol eller som et transporterings-, industrielt eller kommersielt drivstoff, kan være kilde for hydrogen gjennom et lavtemperaturreformeringstrinn for både stasjonære og transportable brenselsceller, og kan brukes som kilde for olefiner eller bensin via reaksjoner over zeolittiske katalysatorer.

Metanol 67 fra metanolreaksjonstrinnet 61 og dimetyleter 68 fra dehydrogeneringstrinnet kan også reagere i et oksidativt kondenseringsreaksjonstrinn 69 som involverer den intermerdiære dannelsen av formalhyd for å produsere dimetoksymetan eller polydimetoksymetan 70. Dimetoksymetan eller polydimetoksymetan 70 kan også brukes som et transporterings-, industrielt, eller kommersielt drivstoff, og viser særskilt lovnad som drivstofftilsats for konvensjonelt dieseldrivstoff.

Tredje avløpsstrøm 55 er rettet mot et Fischer Tropsch-reaksjonstrinn 71 for tilvirking av Fischer Tropsch-reaksjonsprodukter 72. Fischer Tropsch-syntesen reagerer generelt eksotermisk hydrogen og karbonmonoksid over enten en jern- eller koboltbasert katalysator for å produsere et område av hydrokarbonprodukter. Den spesifikke hydrokarbonproduktfordelingen avhenger sterkt av både katalysatoren og reaksjonstemperaturen. Generelt, jo høyere reaktortemperatur, jo kortere blir den gjennomsnittlige hydrokarbonproduktkjedelengden. Fischer Tropsch-reaksjonen kan utføres i en hvilke som helst av flere kjente reaksjonsanordninger slik som, men ikke begrenset til, en slurryreaktor, en kokende seng-reaktor, en fluidized bed reaktor, en sirkulerende fluidized bed reaktor, og en multirør fast bed reaktor.

I samsvar med utførelser av den integrerte fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen, er passende Fischer Tropsch intern reaktortemperatur generelt i overkant av 180°C, fortrinnsvis i området fra omtrent 180°C til omtrent 345°C, og mer fortrinnsvis fra omtrent 200°C til omtrent 260°C for best resultater. Fischer Tropsch-reaksjonstrykket blir generelt opprettholdt ved mellom 14 bar og 42 bar, fortrinnsvis ved mellom 17,5 bar og 35 bar, og mer fortrinnsvis ved mellom 21 bar og 35 bar for best resultater.

Etterfølgende prosesseringstrinn for Fischer Tropsch-reaksjonsprodukter vil avhenge av produktene som tilvirkeren ønsker å produsere, som igjen vil avhenge av de geografiske markedene tilgjengelige for tilvirkeren. Imidlertid kan Fischer Tropsch-produkter 72 ofte inneholde en vesentlig del av høyparafinske rettkjedete hydrokarboner omfattende vokslignende komponenter som har et høyt hellepunkt. Disse vokslignende produktene behøver ikke være lett transporterbare gjennom konvensjonelle transportmetoder slik som rørledninger. Hydrocracking eller hydroprosessering av Fischer Tropsch-produkter kan resultere i vesentlig forbedrede strømningsegenskaper slik at det muliggjør lagring og transport av produktene. I tillegg kan hydrocracking eller hydroprosessering også konvertere de høyparafinske rettkjedede hydrokarbonene til produkter som kan realisere en høyere markedsavkastning.

I kontemplering av hydrocracking eller hydroprosessering, er Fischer Tropsch-reaksjonsproduktet 72 rettet mot en forvarmeveksler 73 for forvarming av Fischer Tropsch-reaksjonsproduktet 72 og retting av de forvarmede Fischer Tropsch-produktene 74 til brenner eller fyrt varmer 75. Brenner eller fyrt varmer 75 blir generelt driftet ved en overgangslinje 76 temperatur tilstrekkelig for å muliggjøre

hy drocrackingsreaksj onen.

Hydrocracking eller hydroprosesseringsreaksjonstrinnet 78 omsetter generelt et hydrocracking hydrokarbon fødemateriale 76 med hydrogen 77 i nærvær av en katalysator omfattende kobolt, nikkel, molybden, wolfram, vanadium, palladium, platina, eller kombinasjoner derav på en amorf eller molekylsikt-bærer ved reaksjonsforhold passende for konvertering av slik fødemateriale 76 til mer markedsmessige hydrocrackede produkter. Hydrocrackingprosesseringsforhold omfatter generelt en reaksjonstemperatur i området fra omtrent 260°C til omtrent 430°C, og mer fortrinnsvis fra omtrent 315°C til omtrent 400°C for best resultater. Hy drocrackingsreaksj onstrykket blir generelt opprettholdt ved mellom 35 bar og 350 bar og fortrinnsvis mellom 56 bar og 140 bar for beste resultater. Foretrukne reaksjonsbetingelser vil generelt være en funksjon av katalysatorsammensetning, hydrogenrenhet, produktspesifikasjoner, og andre prosesserings- og utstyrsbetraktninger og kan være justert over kjørelengden for katalysatoren.

Produktet av hydrocracking- eller hydroprosesseringsreaksjonen 79 blir generelt rettet tilbake til forvarmeveksler 73 for å redusere varmebelastningen krevd av brenneren eller fyrt varme 75. Det hydrocrackede produktet 80 blir deretter fraksjonert i en fraksjonator eller destillasjonstårn 81 for konvertering til markedsmessige produkter.

De markedsmessige produktene fra fraksjonator 81 inkluderer lavkokepunkt-letthydrokarbongasser 82 slik som metan, etan, propan og butan, som kan bli rettet mot drivstoffbruk, tilbake til LNG-fasen for gjenvinning, til forreformeringstrinn 38 eller reformeringstrinn 47, eller for videre separasjon og markedsført som handelsvarer, bensin-kokepunktsområde nafta 83 nyttig for videre oppgradering av bensin eller andre kjemisk graderte produkter som olefiner og aromater, destillatkokepunktprodukter 84 slik som jet- og dieseldrivstoff og fyringsolje, og høyere kokepunkt smøreoljebaserte varer 85. Produktene produsert gjennom en Fischer Tropsch-reaksjon kan være høyt parafinske og generelt inneholde svært lave nivåer av svovel som gjør disse produktene svært miljømessig gunstige.

Uavhengige eller potensielt integrerte nedstrømskonverteringstrinn omfattende det første konverteringssystemet omfattende hy dro gentil virking 56, det andre konverteringssystemet omfattende metanol, dimetyleter, og/eller dimetoksymetantilvirking 61, og det tredje konverteringssystemet omfattende Fischer Tropsch-produkttilvirking 71 trenger ikke gjøre, og gjør generelt ikke, en full konvertering av all syntesegassen gjort tilgjengelig gjennom kanalene 53, 54 og 55 respektivt til produkter. Ikke-konvertert syntesegass 87 fra det første konverteringssystemet 56, ikke-konvertert syntesegass 88 fra det andre konverteringssystemet 61, og ikke-konvertert syntesegass 89 fra det tredje konverteringssystemet 71 kan bli individuelt resirkulert til slike konverteringssystemer for konvertering av produkter, eller kan returneres til syntesegasstilvirkingstrinnet for reformering til syntesegass ved en mer optimal sammensetning og forhold.

På Fig. 6 er ikke-konverterte syntesegasskanaler 87, 88 og 89 kombinert slik at det dannes kanal 90 for å rette ikke-konvertert syntesegass til syntesegassresirkulerings-kompressor 92. Før inngang til sugesiden av resirkuleringskompressor 92, kan den ikke-konverterte syntesegassen bli supplert med en del av GTL-fasefødematerialet 91. Den vesentlig fordelen ved å fremskaffe GTL-fasefødematerialet gjennom kanal 91, i samsvar med denne utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen, er muligheten for å eliminere behovet for en GTL-fødekompressor, og derved redusere kapitalkostnadene og eliminere behovet for å drifte og vedlikeholde separate anordninger.

Syntesegasskompresjonstrinn 92 er fremskaffet for komprimering av strømmer 90 og 91 til et høyere trykk og produsere en komprimert syntesegassføde/resirkuleringsstrøm 93. Passende kompresjonsanordninger kan inkludere en gass- eller dampdreven turbin eller motordreven anordning for isentropisk komprimering av en gass til et høyere trykk. Avhengig av de distinkte kildetrykkene av strømmer 91 og 90, kan kompresjonstrinnet 92 bli videre forhøyet ved å utøve kompresjonstrinnet ved forskjellige trinn av en integrert multitrinnsanordning eller ved forskjellige lokasjoner eller posisjoner langsmed et enkelt trinn av den samme anordningen. I tillegg til kapital- og drifts-kostnadsfordeler tilstede ved konsolidering av flere kompresjonstrinn inn i en enkelt anordning, vil en slik forhøyning bedre sikre en konsistent og jevn maskinbelastning som resulterer i forbedret pålitelighet. Avhengig av blandingssammensetningen av strømmene 90 og 91, kan en annen fordel ved komprimeringstrinn 92 være en økning i temperaturen, og derved redusere energiforbruket som ellers ville være påkrevd for å reprosessere disse strømmene.

I en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelsen, kan den komprimerte ikke-konverterte syntesegassen 93 suppleres med en del av GTL-fasefødematerialet 94. Hvor GTL-fasefødematerialet 94 er tilgjengelig ved et trykk i overkant av det som er krevd for rekomprimering til syntesegasskonverteringsseksjonen, er det foretrukket å tilsette dette GTL-fasefødematerialet til den ikke-konverterte syntesegassen etter komprimeringstrinn 92 slik at det unngås rekomprimeringskostnader. Den komprimerte ikke-konverterte syntesegassen og GTL-fasefødematerialet 93 supplert ved et ytterligere GTL-fasefødemateriale 94 kan kombineres til kanal 95 for retur til syntesegass-konverteringssystemet.

Passende lokasjoner for føding eller returnering av en hvilke som helst av blandestrømmene av ikke-konverterte syntesegass og GTL-fasefødematerialet til GTL-fasen inkluderer injisering av strøm 97 inn i en forreformeringsføde 37 eller reformeringsføde 41. Hvor blandingsstrømmen av ikke-konvertert syntesegass og GTL-fasefødemateriale omfatter en vesentlig mengde av etan og høyere-kokepunkt hydrokarbon, er det foretrukket at blandestrømmen injiseres inn i strøm 37 for best resultater. Hvor blandestrømmen av ikke-konvertert syntesegass og GTL-fasefødemateriale er pålitelig mager i etan og høyere-kokepunkt hydrokarbon, kan blandingsstrømmen injiseres inn i strøm 41. Hvor det er usikkerhet ved operasjonen, er det foretrukket at den ikke-konverterte syntesegassen og GTL-fasefødematerialeinjeksjonen lages til strøm 37 for minst mulig risiko og best resultater.

En alternativ rute for en del av den ikke-konverterte syntesegassen og GTL-fasefødematerialet er til GTL-fase eller LNG-fase drivstoff gjennom kanal 89. På denne måten; kan visse ikke-forbrennbare bli rettet mot drivstoff og tatt ut fra den integrerte prosessen. Drivstoffuttak kan også finne sted ved de individuelle syntesekonverterings-systemene for å produsere en resirkulering av ikke-konvertert syntesegass omfattende mindre ikke-forbrennbare komponenter.

Som bemerket ovenfor omfatter det foretrukne GTL-fasefødematerialet overraskende en høyere molprosent av ikke-forbrennbare komponenter enn det som er tilstede i LNG-produktet, eller enn det som er vanlig med tradisjonelt GTL-fødemateriale. I tillegg til de fordeler som er tilstede for å fjerne ikke-forbrennbare komponenter fra LNG-produktet, er GTL-fasen i samsvar med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen unikt utstyrt for å prosessere inkrementelt ikke-forbrennbare komponenter overført fra LNG-fasen til GTL-fasen.

GTL-fasen er generelt designet og driftet for å fasilitere prosessering av hvilke som helst av nitrogen, argon, eller andre bestanddeler av luft som kan bryte gjennom eller over forbundete oksygenseparasjonsanlegg som er tilstede ved autotermiske eller katalytisk partielle oksidasjonsreformeringssystemer. Katalysatorer og reaktorsystemer er designet for å tolerere nærvær av ikke-forbrennbare komponenter, og utkastsystemer er tilstede for effektivt å maksimere energigjenvinning fra et hvilket som helst hydrokarbon som unnslipper sammen med en hvilken som helst utkasting av ikke-forbrennbare komponenter. I tillegg blir karbondioksid eller karbonmonoksid som ellers måtte forårsake driftsulemperer eller risikoer i LNG-fasen, disse komponentene gjenværende i systemet (det vil si, gjennom fryserisikoer, etc), utgjør liten risiko eller ulempe i GTL-fasen hvor temperaturer er eleverte og karbonmonoksid og karbondioksid er grunnleggende produkter ved de forskjellige reaksjonstrinnene.

Over det hele fremskaffer den integrerte fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen for fremstilling av LNG og GTL-produkter, vesentlige og synergistiske fordeler sammenlignet med ikke-integrerte, enkeltstående LNG- og GTL-anlegg, LNG-og GTL-anlegg som deler komplementær infrastruktur, og integrerte NGL- og LNG-anlegg som bare i beskjeden grad integrerer LNG- og GTL-tilvirking.

Den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer i utførelsene en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG- og GTL-produkter som inkrementelt skifter ikke-forbrennbare komponenter, slik som nitrogen og helium fra LNG-fasen og LNG-produktet, til GTL-fasen og GTL-føde hvor de kan bli kosteffektivt prosessert. GTL-fasen kan prosessere ikke-forbrennbare komponenter og gjøre nytte av eksisterende systemer, og samtidig vesentlig gjenvinne det meste av energiinnholdet av et hvilket som helst hydrokarbon som følger den endelige prosesseringen av ikke-forbrennbare komponenter. Ikke-forbrennbare komponenter som ellers blir igjen i LNG-fasen og LNG-produktet, blir ofte igjen i LNG-produktet, noe som forminsker kvaliteten og varmeverdien for produktet. Ettersom de ikke-forbrennbare komponenter forblir i LNG-produktlagring over tid, må disse komponentene ofte ventileres og kan av og til bli tapt i brenning.

Den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer i utførelsene en integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG- og GTL-produkter og som synergistisk tillater en vesentlig del av nedkjølt naturgassdampkomponent eller LNG-komponent å bli isentropisk eller isentalpisk ekspandert og rettet mot GTL-fasen for konvertering til GTL-produkter i forkant av behovet for å rekomprimere og å kjøle ned slikt materiale for reinjeksjon tilbake til LNG-kjølesystemet eller for å forkaste slik strøm som drivstoff. På samme tid blir slik nedkjølt naturgassdampkomponent eller LNG-komponent isentropisk eller isentalpisk ekspandert for retting mot GTL-konvertering, idet den isentropiske eller isentalpiske ekspansjonen autonedkjøler og kjøler den separerte og gjenværende LNG-en, og derved fremskaffes en synergistisk LNG-kjøleeffekt som reduserer behovet for supplerbar eller ekstern kjøling. Videre, hvor slik nedkjølt naturgassdampkomponent blir rekomprimert for retting mot en slik GTL-fase, blir temperaturen av en slik nedkjølt naturgassdampkomponent øket og derved synergistisk reduserer forvaltningskrav i GTL-fasen.

Den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer i utførelser en integrert fremgangsmåte for fremstilling av LNG- og GTL-produkter som muliggjør produksjonen av et LNG-produkt som inneholder en høyere total molprosent av etan og høyere-kokepunkt hydrokarbon, og derfor et høyere energiinnhold. I et alternativ kan fremgangsmåten i utførelser ved den foreliggende oppfinnelsen muliggjøre produksjonen av et LNG-produkt som inneholder et høyere energiinnhold ved å redusere molprosenten av lette ikke-forbrennbare komponenter, utover det som kan bli oppnådd med et enkelt ekspansjons- og separasjonstrinn utøvet ved atmosfærisk trykk. LNG-produkt som har et høyere energiinnhold, kan være av stor verdi i visse geografiske markeder. Fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen har særpreg ved en isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av nedkjølt naturgass etterfulgt av et separasjonstrinn som kan lett og kosteffektivt driftes slik for å fraksjonere etan og høyere kokepunkt hydrokarboner til LNG-produktet. Som en annen synergistisk fordel til det foregående, er fjerning av metan og høyere kokepunkt hydrokarboner fra GTL-fasefødematerialet og inkrementelt rette dette materialet til LNG-produktet fordelaktig i at GTL-fødematerialet som har lavere konsentrasjoner av etan og høyere-kokepunkt hydrokarbon, reduserer forreformering og reformeringskatalysatordeaktivering og forbedrer påliteligheten til den totale GTL-fasedriften. Som en ytterligere fleksibilitet, hvor LNG-fasen av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse har særpreg av flere trykktrinn for separasjon, kan graden av inkrementell separasjon av etan og høyere kokepunkt hydrokarboner mellom GTL-fasefødematerialet og LNG-produktet bli optimalisert slik at det møter markeds- og anleggskrav.

Fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer i utførelser en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG- og GTL-produkter som synergistisk og mer effektivt nyttiggjør tilgjengelige naturgasstrykk samtidig med at kompressorkapitalkrav minimaliseres. For eksempel, hvor GTL-fasefødemateriale kan suppleres fra enten en eller flere separatorer innenfor LNG-faseseparasjonstrinnet, uten videre kompresjon, kan behovet for en distinkt GTL-fødematerialekompressor elimineres. Hvor GTL-fasefødemateriale kan rettes til en ikke-konvertert syntesegass resirkuleringsgass kompresjonstrinn for resirkulering til GTL-fasen, kan behovet for en distinkt GTL-fødematerialekompressor elimineres. Endelig, dersom trykket i GTL-fasefødematerialet etter isentropisk eller isentalpisk ekspansjon forblir høyere enn optimalt, kan ekspansjonsnivået økes, resulterende i gjenvinning av denne trykkenergien og resulterende i en øket LNG-fasegjennomløp for et fast nivå eller kjøleeffekt.

Fremgangsmåten ved utførelser av den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer en integrert fremgangsmåte for å produsere LNG- og GTL-produkter som realiserer en synergistisk fordel fra LNG-fasevannfjerning i den integrerte tilvirkningen av GTL-produkter. Vesentlig reduksjon av vanninnholdet i naturgass i forkant av det isentalpiske eller isentropiske ekspansjonstrinnet resulterer i en GTL-fødestrøm omfattende vesentlig mindre vann. Den lavere vannkonsentrasjonen av naturgassfødingen til GTL-prosesseringstrinnene resulterer i en vesentlig forbedring i regulering av syntesegasshydrogen til karbonmonoksidmolarforhold som er driftsmessig fordelaktig i konvertering av syntesegass til salgbare produkter. Fig. 7 viser et forenklet prosessflytdiagram som illustrerer en utførelse av en integrert LNG-fase og GTL-fase, hvori C02-en i naturgassføden til LNG-fasen blir nyttiggjort i produksjonen av metanol i den assosierte GTL-fasen, så vel som å nyttiggjøre flashgassen fra LNG-fasen for å produsere GTL-produkter, slik som metanol, i GTL-fasen. Fig. 8 viser et prosessflytdiagram som illustrerer en GTL-fase rettet spesifikt mot metanolproduksjon i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, og som omfatter konvertering av naturgass til syntesegass (H2og CO) og deretter konvertering av syntesegass til metanol. I fremgangsmåten, er den ikke-forbrennbare C02-gassen separert fra rå naturgass i forkant av å bli fødet til LNG-prosessen gjenvunnet og deretter nyttiggjort i produksjonen av metanol. C02-en kan bli konvertert til metanol ved en hvilken som helst kjent syntesemetode, slik som de illustrert for eksempel i Vol. 16, sider 537-556 i Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology (4* Ed. - John Wiley & Sons Inc. New York, NY 1995). C02-en kan generelt lett reageres med hydrogengass ved å bruke en hvilken som helst konvensjonell metanolsyntesekatalysator, slik som sink-kromoksidkatalysator eller kopper-sink-aluminakatalysator som kjent i teknikken, for å danne metanol i samsvar med følgende ligning:

Hydrogengass for konvertering kan oppnås ved å ta en del av naturgassen (enten før eller etter forbehandling for å fjerne CO2og andre sure gasser, slik som H2S) og reformere den, slik som ved dampmetanreformering, for å produsere en syntesegass med et H2til karbonoksidforhold gunstig for effektiv konvertering til metanol. Generelt er dette støkiometriske molarforholdet uttrykt som følger:

som er generelt fra 1,5 til 2,5 og mer spesielt 2,0 til 2,1. Som et resultat ville CO2som ellers måtte bli ventilert til atmosfæren, bli fordelaktig konvertert til høyere-verdi produkter slik som metanol og dimetyleter.

På Fig. 8 er separasjon av CO2fra naturgass som produsert fra et reservoar ikke vist av praktiske hensyn, men kan bli gjort ved et hvilke som helst antall metoder kjent i teknologien som nevnt heri.

Som vist på Fig. 8, kan hele eller en del av CC>2-en gjenvunnet fra slike forbehandlingstrinn føres videre ved linje 8 og 10 og deretter kombineres med en naturgasstrøm i linje 4 for å produsere en blandet fødestrøm som er ført ved linje 12 til en varmer 20. Etter å ha blitt oppvarmet i varmer 20, kan den blandede fødestrømmen deretter føres ved linje 25 til en vaktseng-beholder 30 hvori gjenværende mengde av svovelinneholdende kontaminanter som er tilstede i den blandede fødestrømmen kan fjernes ved kontakt med en absorbentseng, typisk av sinkoksid. Alternativt kan CO2-strømmen ført ved linje 8 og 9 og naturgasstrøm ført ved linje 4 bli behandlet individuelt i slike vaktsenger.

Etter behandling i vaktseng 30, bli damp tilsatt og blandet med fødestrøm via linje 38. Den blandede fødestrømmen blir deretter ført ved linje 35 til varmer 40 hvori temperaturen derav blir videre justert fra 300°C til 450°C i forkant av introduksjon av den blandede fødestrømmen via linje 45 til en forreformeringsreaktorbeholder 50. Forreformeringsreaktorholder 50 inneholder typisk en nikkelbasert reformeringskatalysator, men kan være en hvilken som helst av antall av reformerkatalysatorer som kjent i teknikken, og er designet for å konvertere høyere hydrokarboner som kan være tilstede i den blandede fødestrømmen og produsere en hovedsakelig metaninneholdende fødestrøm. Avløp fra

forreformeringsreaktorbeholderen 50 blir ført ved linje 55 til varmer 70 som varmer opp

avløpet til en temperatur passende for dampreformering av metaninneholdende strøm til syntesegass, typisk en temperatur fra 400°C til 500°C. For tilfellet av at C02-føden i linje 8 i all vesentlighet er fri for svovelinneholdende sammensetninger, slik som mindre enn 1 ppm, er det mulig å tilsette CO2til prosessen ved en lokasjon identifisert som 60 på Fig. 8, ved å føre hele eller deler av CCh-en til denne lokasjonen via linje 58.

Etter å ha blitt oppvarmet til en temperatur passende for dampreformering, er metaninneholdende strøm ført ved linje 75 til dampreformeringsbeholder 80. Dampreformeringsbeholder 80 inneholder typisk en nikkelinneholdende dampreformeringskatalysator, men kan være en hvilken som helst av de som er kjent i teknikken, som konverterer metaninneholdende strøm til en rik på syntesegass, det vil si, hydrogengass og karbonoksider. Syntesegasstrømmen som går ut fra dampreformeringsbeholderen 80, blir ført ved linje 85 til en varmeveksler 90 hvor overskuddsvarme deri blir gjenvunnet for annet bruk, slik som i varmere 20 og 40. Syntesegasstrømmen blir deretter ført ved linje 95 til en kjøler 100 hvori temperaturen blir videre redusert. Den nedkjølte syntesegasstrømmen blir ført ved linje 105 til separator 110 hvori kondensert vann kan fjernes fra prosessen ved linje 115. Syntesegasstrømmen blir deretter ført ved linje 120 til syntesegasskompressor 130 som komprimerer strømmen til et trykk passende for metanolproduksjon, slik som 35 til 150 bar. Den komprimerte syntesegasstrømmen blir deretter ført ved linje 135 og 140 til varmeveksler 150 hvori temperaturen blir justert slik at den passer for metanolproduksjon, slik som fra 200°C til 300°C.

Etter justering av temperaturen, blir syntesegasstrømmen ført ved linje 155 til metanolsyntesereaktoren 160. Metanolsyntesereaktoren 160 bruker generelt en katalysator, slik som kopper-sink-aluminakatalysator som nevnt ovenfor, men kan være en hvilken som helst av de som er kjent innenfor teknikken. Avløpet fra metanolsyntesereaktor 160 omfatter mest metanol, vann, og ureagert syntesegass, og blir ført ved linje 165 til varmeveksler 150 hvori overskuddsvarme blir gjenvunnet derfra, og deretter blir avløpet ført ved linje 170 til kjøler 175. Deretter blir avløpet ført ved linje 178 til separator 180, hvori et råmetanolprodukt blir gjenvunnet gjennom linje 210 og en gassholdig strøm går ut ved linje 185. En utkastgasstrøm, som kan brukes som drivstoffgass, blir fjernet via linje 190 og det gjenværende av den gassholdige strømmen bestående av ureagert syntesegass blir rettet mot linje 195 til tilbakeføringskompressor 200 som rekomprimerer den gassholdige strømmen til det som er passende for metanolsyntese som beskrevet tidligere. Den komprimerte gassformige strømmen blir rettet ved linje 205 til linje 135 og dannet med fersk syntesegass.

Det resulterende metanolproduktet fra linje 210 kan deretter renses ved metoder som kjent i teknikken, slik som destillasjon, og deretter lett konverteres til DME som oppsummert i sidene 538-539 av Kirk-Othmer-passasjen tidligere innarbeidet heri. Generelt blir DME fremstilt ved å dehydrere metanol over en sur katalysator for å produsere dimetyleter og vann.

Oppsummert kan man beskrive den foreliggende oppfinnelse som følgende:

Integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG-produkter (likvifisert naturgass) i en LNG-faseproduksjonssone og GTL-produkter (gass-til-likvid) som inkluderer metanol i en GTL-faseproduksjonssone fra en naturgass omfattende hydrokarboner og C02, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene: a) forbehandling av minst en første del av naturgassen for å separere minst en del av C02 fra denne og danne en naturgassføde som har redusert C02-innhold og en strøm som er rik på C02; b) konvertering av naturgassføden til et LNG-produkt i LNG-fasen; c) konvertering av en andre del av naturgassen til en syntesegass ved dampmetanreformering, og d) la strømmen rik på C02 reagere med minst en del av syntesegassen i GTL-fasen for å produsere metanol.

Denne integrerte fremgangsmåten innbefatter videre å tilføre den C02-rike strømmen med en andre del av naturgassen slik at den C02-rike strømmen dermed blir blandet i forkant av dannelsen av syntesegassen. I den integrerte fremgangsmåten har naturgassen et metaninnhold på minst 75 molprosent.

Etter forbehandling har naturgassføden i den omtalte integrerte fremgangsmåte med redusert C02-innhold, et C02-innhold på mindre enn 0,01 molprosent basert på totalføden.

Syntesegassen har i den integrerte fremgangsmåten et støkiometrisk molarforhold fra 1,5 til 2,5.

I den integrerte fremgangsmåten har syntesegassen et foretrukket støkiometrisk molarforhold fra 2,0 til 2,1.

Dampmetanreformering i den integrerte fremgangsmåten blir gjennomført ved å la damp og naturgass reagere over en redusert nikkelinneholdende katalysator ved en temperatur over 260°C og et trykk fra mellom 5066,25 kPa og 101325 kPa.

Den foretrukne temperaturen i den integrerte fremgangsmåten er fra 815,6°C til 1037,8°C.

Trykket i den integrerte fremgangsmåten er fra 25331,3 kPa til 60795 kPa.

Den andre delen av naturgassen i den integrerte fremgangsmåten blir også forbehandlet for å separere i det minste en del av C02 fra denne.

Alt av naturgassen anvendt i den integrerte fremgangsmåten blir først forbehandlet for å fjerne C02 fra denne, og en annen del av naturgassen er en andel av naturgassføden som kommer fra forbehandling av naturgassen.

Den integrerte fremgangsmåten for å fremstille LNG-produkter i en LNG-faseproduksjonssone og GTL-produkter som inkluderer metanol i en GTL-faseproduksjonssone fra en naturgass omfattende hydrokarboner og C02, omfatter følgende trinn: forbehandling av minst en første del av naturgassen for å separere i det minste en del av C02 fra denne og danne naturgassføde som har et redusert C02-innhold og en strøm rik på C02,

konvertering av naturgassføden i minst en naturgassdamp-komponent og et LNG-produkt i LNG-fasen,

konvertere minst en naturgassdampkomponent, og eventuelt en andre del av naturgassen, til en syntesegass ved dampmetanreformering,

reagere den C02-rike strømmen med minst en del av syntesegassen i GTL-fasen for å fremstille metanol.

I den integrerte fremgangsmåten blir en annen del av naturgassen konvertert til syntesegass.

I den integrerte fremgangsmåten blir denne andre delen av naturgassen forbehandlet for å separere minst en del av C02 fra denne.

Alt av naturgassen i den integrerte fremgangsmåten blir først forbehandlet for å fjerne C02 fra denne, og den andre del av naturgassen er en del av naturgassføden som stammer fra forbehandling av naturgassen.

Den integrerte fremgangsmåten består av følgende steg, først konvertering av minst en naturgassdampkomponent og eventuelt andre del av naturgassen til syntesegass. Som igjen består av, et forreformeringstrinn for å redusere den molare konsentrasjonen av etan og høyere-kokepunkt hydrokarbon i minst en naturgassdampkomponent og eventuelt en andre del av naturgassen for å danne en forreformert naturgassdamp.

Deretter utføres et reformeringstrinn for konvertering av minst en del av den forreformerte naturgassdampen til syntesegass, for så å reagere minst en del av syntesegassen med den C02-rike strøm for å fremstille metanol, eventuelt minst ett annet GTL-produkt, og en strøm av ikke-konvertert syntesegass.

Til slutt anvendes et resirkuleringstrinn hvori minst en del av strømmen av ikke-konvertert syntesegass blir resirkulert til enten forreformeringstrinnet eller reformeringstrinnet, hvori minst en del av den minst ene naturgass-dampkomponent blir rettet mot minst ett trinn valgt fra forreformeringstrinnet, reformeringstrinnet, eller resirkuleringstrinnet.

Den integrerte fremgangsmåten innebærer videre å tilføre den C02-rike strøm med en eller flere av ekspansjons-/separasjonssyklus naturgassdampkomponentene slik at den C02-rike strøm blir blandet med dampkomponenter i forkant av forreformeringstrinnet.

Den C02-rike strøm i den integrerte fremgangsmåten tilføres forreformert naturgassdamp slik at den C02-rike strøm blir blandet med gassdamp i forkant av reformeringstrinnet.

Videre konverteres i den integrerte fremgangsmåten naturgassføden i LNG-fasen med følgende trinn:

nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn slik at det fremskaffes en nedkjølt naturgasstrøm i minst to ekspansjons/separasjons-cykler, hvor hver ekspansjons-/separasjonssyklus omfatter undertrinnene: a) isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av nedkjølt naturgassdamp og fremstilling av en naturgassdampkomponent og en LNG-komponent, b) separering av minst en del av naturgassdamp-komponenten fra LNG-komponenten, og

gjenta undertrinnene a til b,

hvori minst en del av LNG-komponenten fra den tidligere ekspansjons-/separasjonssyklusen blir rettet mot hvert suksessive undertrinn a, og

hvori LNG-produktet er LNG-komponenten etter det endelige separasjonstrinnet og i hovedsak er væske ved i hovedsakelig atmosfærisk trykk.

I den integrerte fremgangsmåten konverteres naturgassføden i LNG-fasen i følgende trinn: nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn slik at det fremskaffes en nedkjølt naturgasstrøm,

isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den nedkjølte naturgassdampen i et første ekspansjonstrinn og produksjon av en første naturgassdampkomponent og en første LNG-komponent,

separering av minst en del av den første naturgass-dampkomponenten fra den første LNG-komponenten,

isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den første LNG-komponenten i et andre ekspansjonstrinn og fremstilling av en andre naturgassdampkomponent og en andre LNG-komponent,

separasjon av minst en del av den andre naturgass-dampkomponenten fra den andre LNG-komponenten,

hvori LNG-produktet er LNG-komponenten etter det endelige separasjonstrinnet og er i hovedsak væske ved i hovedsak atmosfærisk trykk.

Den integrerte fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for konvertering av naturgassføden i LNG-fasen omfatter trinnene: nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn for å fremskaffe en nedkjølt naturgasstrøm,

isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den nedkjølte naturgassdampen i et første autonedkjølingstrinn og fremstilling av en første naturgassdampkomponent og en første LNG-komponent,

separasjon av minst en del av den første naturgass-dampkomponenten fra den første LNG-komponenten,

isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den første LNG-komponenten i et andre autonedkjølings-trinn og fremstilling av en andre naturgassdampkomponent og en andre LNG-komponent,

komprimering av minst en del av en eller flere av de første og andre naturgassdampkomponentene for fremstilling av en komprimert naturgassfødemateriale som har høyere temperatur enn begge av de første og andre naturgassdampkomponentene,

hvori LNG-produktet er den andre LNG-komponenten og er i hovedsak væske ved i hovedsak atmosfærisk trykk.

Den integrerte fremgangsmåten beskrevet i oppfinnelsen omhandler konvertering av minst en naturgassdampkomponent og eventuelt andre del av naturgassen til syntesegass og omfatter videre: et forreformeringstrinn for reduksjon av de molare konsentrasjonene av etan og høyere kokepunkt hydrokarbon av det komprimerte naturgassfødematerialet og produksjon av et forreformert naturgassfødemateriale og et reformeringstrinn for konvertering av minst en del av det forreformerte naturgassfødematerialet til syntesegass, hvor reaksjonstrinnet videre omfatter: et konverteringstrinn hvori minst en del av syntesegassen og den C02-rike strøm blir reagert for å danne metanol og en strøm av ikke-konvertert syntesegass, og minst et andre reaksjonstrinn valgt fra konvertering av syntesegass til (i) hydrogen, (ii) dimetyleter eller (iii) et produkt av en Fischer Tropsch-reaksjon, hvor det andre reaksjonstrinnet konverterer syntesegassen til GTL-produktet og en strøm av ikke-konvertert syntesegass og hvor et resirkuleringstrinn blir anvendt hvori minst en del av strømmen fra ikke-konvertert syntesegass blir resirkulert til enten forreformeringstrinnet eller reformeringstrinnet, hvori minst en del av det komprimerte naturgassfødematerialet blir ført mot minst ett trinn valgt fra forreformeringstrinnet, reformeringstrinnet, eller resirkuleringstrinnet.

Den integrerte fremgangsmåten omfatter videre tilføring av den C02-rike strøm med komprimert naturgassføde-materiale slik at den C02-rike strømmen blir blandet med fødematerialet forut for forreformeringstrinnet. Deretter omfatter den integrerte fremgangsmåten tilføring av den C02-rike strømmen med det forreformerte naturgassfødematerialet slik at den C02-rike strømmen blir blandet med fødematerialet forut for reformeringstrinnet. Den integrerte fremgangsmåten for konvertering av naturgassføden i LNG-fasen omfatter følgende trinn: nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn for å danne en nedkjølt naturgasstrøm,

isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den nedkjølte naturgassdampen i et første autonedkjølingstrinn og dannelse av en første naturgassdampkomponent og en første LNG-komponent,

separasjon av minst en del av den første naturgassdampkomponenten fra den første LNG-komponenten,

isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den første LNG-komponenten i et andre autonedkjøingstrinn og dannelse av en andre naturgassdampkomponent og en andre LNG-komponent,

isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den andre LNG-komponenten i et tredje autonedkjølingstrinn og dannelse av en tredje naturgassdampkomponent og et LNG-produkt, og

separering av minst en del av den tredje naturgassdampkomponenten fra LNG-produktet.

Videre omfatter den integrerte fremgangsmåten tilføring av den C02-rike strømmen med en eller flere av naturgassdampkomponentene slik at den C02-rike strømmen blir blandet med dampkomponenter før dannelsen av syntesegassen.

Til slutt vil minst en del av den ene eller flere av naturgassdampkomponentene bli konvertert til et ytterligere GTL-produkt annet enn metanol i den integrerte fremgangsmåten.

Eksempler

Den foreliggende oppfinnelsen er beskrevet i videre detalj i forbindelse med de følgende eksemplene.

Sm (Standard Cubic Metre) er 1 kubikkmeter med gass ved STP (Standard Temperature Pressure). STP er definert av IUPAC som 273,15 K (0 grader celsius) og 10<A>5 Pascal (0,9869 atmosfærer).

Eksempel 1

Prosessen i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen og ifølge konfigurasjons-oppsettet vist på Fig. 5, ble sammenlignet med en prosesskonfigurasjon, hvori et LNG-anlegg og et GTL-anlegg opererer separat. Sammenligningene ble gjort ved å bruke datasimuleringer ved hver konfigurasjon som produserer presis det samme volumet av Fischer Tropsch GTL-produkter og den samme tonnasje per dag av LNG-produkter for å illustrere de vesentlige fordelene fremskaffet gjennom den integrerte prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Resultatene av sammenligningen er oppført i Tabell 1.

Separat LNG/ GTL- tilfelle

Et naturgassfødemateriale som har sammensetningen fremlagt i Tabell 1, mates separat til en LNG-fasilitet for å produsere LNG-produkter og fasilitet for å produsere Fischer Tropsch-produkter. Naturgassfødematerialet for LNG-fasiliteten ble fremskaffet i en mengde tilsvarende 219 Sm /s mens fødematerialet fremskaffet for GTL-fasiliteten ble fremskaffet i en mengde av 173 Sm 3 /s for et totale av 392 Sm 3/s fremskaffet for begge fasilitetene. For denne konfigurasjonen blir 11664 tonn per dag av LNG og 7016 tonn per dag av GTL-produkter produsert, av hvilke 1825 tonn per dag av GTL-produkter er nafta, og 5191 tonn per dag er dieseldrivstoff. LNG-produktet har en varmeverdi på 38824 kJ/Sm og det totale effektforbruket for begge fasilitetene er 14,9 kilowatt per LNG tonn per dag.

Integrert tilfelle

Et naturgassfødemateriale som har sammensetning oppført i Tabell 1, blir matet inn i en integrert LNG/GTL-prosess i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen som illustrert på Fig. 5.

Med henvisning til Fig. 5 som et referansediagram for denne konfigurasjonen, blir 393

Sm<3>/s av naturgass fremskaffet som strøm 1 ved et trykk på 58 bar og en temperatur ved 41°C. En del av strøm 1, i en mengde av 197 Sm /s, ble splittet fra strøm 1 og rettet mot strøm 18C for å rette mot høytrykksseparasjonsanordninger 12A, 12B og 12C og legger igjen 197 Sm /s av naturgassføde for retting mot kjøletrinnene 2 og 6.

Splittandelen av strøm 1 blir rettet mot høytrykksseparasjonsanordningen 12A og høytrykksseparasjonsanordningen 12B i serie hvor naturgassen blir nedkjølt i forkant av å bli isentalpisk ekspandert i et ekspansjonstrinn tilstede langsmed kanal 18E hvori trykket blir redusert til 45 bar og temperaturen redusert til -49°C. En splittdel av isentalpisk ekspandert strøm 18E, i en mengde tilsvarende 78,6 Sm /s, blir resirkulert tilbake til naturgasstrømmen etter kjøletrinn 2 ved kanal 4. Den gjenværende andel av isentalpisk ekspandert strøm 18E, i en mengde tilsvarende 118 Sm /s, blir rettet mot høytrykksseparasjonsanordningen 12C hvor den blir videre nedkjølt til -79°C ved en reduksjon i trykk til 44,7 bar og deretter resirkulert til naturgasstrømmen etter kjøletrinn 5 ved kanal 8.

Den rekombinerte og nedkjølte naturgasstrømmen 8 blir isentalpisk ekspandert over en Joule Thompson-ventil 9 for å fremskaffe en kald naturgasstrøm 10 ved 45 bar og en temperatur på -85°C. Den kjølige naturgasstrømmen 10 fra det isentalpiske ekspansjonstrinnet blir rettet mot høytrykksseparasjonsanordning 12A hvor det blir separert gjennom et enkelt teoretisk separasjonstrinn til 121 Sm<3>/s av en første nedkjølt naturgassdampkomponent 13A og 272,35 Sm /s av en første nedkjølt LNG-komponent 19A, begge fremskaffet ved et trykk på 14,7 bar og en temperatur på 16°C.

Den første nedkjølte LNG-komponenten 19A blir isentalpisk ekspandert over en andre Joule Thompson-ventil 21A og rettet mot en andre høytrykksseparasjonsanordning 12B hvor den blir separert gjennom et enkelt teoretisk trinn av separasjon i 43,2 Sm /s av en to ganger nedkjølt naturgassdampkomponent 13B og 229 Sm /s av en to ganger nedkjølt LNG-komponent 19B, begge fremskaffet ved et trykk på 4,9 bar og -114°C.

Den to ganger nedkjølte LNG-komponenten 19B blir isentalpisk ekspandert over en tredje Joule Thompson-ventil 21B og rettet mot en tredje

høytrykksseparasjonsanordning 12C hvor den blir separert gjennom et enkelt teoretisk separasjonstrinn til 40,6 Sm<3>/s av en tre ganger nedkjølt naturgassdampkomponent 13C og 188,4 Sm<3>/s av et endelig LNG-komponent 19C, begge fremskaffet ved et trykk på 0,98barog-161°C.

Det endelige LNG-produktet 19C fra den integrerte fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse inneholder fortrinnsvis vesentlig mindre nitrogen enn den sammenlignede separate LNG/GTL-prosessen beskrevet ovenfor (0,01 molprosent som sammenlignet med 0,06 molprosent). I tillegg har LNG-produktet ved den integrerte fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse også en høyere varmeverdi enn den sammenlignede separate LNG/GTL-prosessen (39718 kJ/Sm3 sammenlignet med 38824 kJ/Sm<3>). Den høyere varmeverdien skyldes den lavere konsentrasjonen av ikke-forbrennbare komponenter, slik som nitrogen og høyere konsentrasjoner av henholdsvis etan, propan og butan. Begge disse karakteristikkene gjengir LNG-produktet produsert i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen som fordelaktig for mange kommersielle bruk.

En andel av den første nedkjølte naturgassdampkomponenten 13A i en mengde tilsvarende 26,2 Sm /s fjernes fra den nedkjølte naturgassdampkomponenten gjennom kanal 18 og blir brukt til internt drivstoffbrukkrav. Balansering av den første nedkjølte naturgassdampkomponenten 13 A (fremskaffet ved et trykk på 14,7 bar), to ganger nedkjølt naturgassdampkomponent 13B (fremskaffet ved et trykk på 4,9 bar), og tre ganger nedkjølt naturgassdampkomponent 13C (fremskaffet ved 0,98 bar) blir rettet mot henholdsvis kompresjonstrinnene 15A, 15B og 15C av et integrert kompresjonstrinn for retting og fremføring av de kombinerte naturgassdampkomponentene 25 til GTL-fasen for konvertering til GTL-produkter.

GTL-fasefødematerialet 25 fremskaffes for GTL-konvertering i en mengde tilsvarende 178,6 Sm<3>/s og et trykk på 27,9 bar og en temperatur på 91 °C. I en konvensjonell LNG-prosess, vil denne komprimerte dampstrømmen, oppvarmet gjennom kompresjonstrinnene, ofte måtte bli ineffektivt nedkjølt, underkjølt, og reinjisert tilbake til LNG-prosessen for produksjon av LNG. Slik som det fremkommer ved dette eksempelet, kan ikke bare dette underkjølingstrinnet bli eliminert, men varmen fra kompresjonen fremskaffet ved kompresjonstrinnene 15A, 15B og 15C kan på en innbringende måte anvendes i GTL-fasen av prosessen.

Sammensetningen av GTL-fasefødematerialet 25 er oppført i Tabell 1. Som er opplagt fra Tabell 1, beholder GTL-fasefødematerialet ved den foreliggende oppfinnelsen vesentlig mer av de ikke-forbrennbare komponentene slik som nitrogen og helium. Dette resulterer i en totalfordel for den integrerte prosessen av den foreliggende oppfinnelsen, ettersom GTL-prosesser er generelt bedre utstyrt for å fjerne disse materialene ved en lavere kostnad. Mer fordelaktig inneholder GTL-fasefødematerialet vesentlig mindre etan og tyngre hydrokarboner enn den separate LNG/GTL-prosesskonfigurasjonen. Nærværet av tyngre hydrokarboner i en GTL-fasilitet krever generelt kostbart separasjonsutstyr og forreformeringstrinn for å fjerne eller konvertere disse komponentene til metan eller syngass i forkant av syngassreformeringstrinnet slik at det ikke deaktiverer reformerkatalysatoren.

Den integrerte fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse produserer også 11664 tonn per dag av LNG og 7016 tonn per dag av GTL-produkter, av hvilke 1825 tonn per dag av GTL-produktet er nafta og 5191 tonn per dag er dieseldrivstoff. Som bemerket ovenfor, har LNG-produktet produsert i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen imidlertid en forhøyet varmeverdi på 39718 kJ/Sm3 sammenlignet med 38824 kJ/Sm<3>for det separate LNG/GTL-tilfellet. I tillegg blir kraftbehovet for å oppnå vesentlig de samme produksjonskravene redusert til 12,6 kilowatt per LNG tonn per dag fra 14,9 kilowatt per LNG tonn per dag for det separate LNG/GTL-tilfellet. Dette tilsvarer en energireduksjon i overkant av 15%.

Claims

1. Integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG-produkter (likvifisert naturgass) i en LNG-faseproduksjonssone og GTL-produkter (gass-til-likvid) som inkluderer metanol i en GTL-faseprodukjsonssone fra en naturgass omfattende hydrokarboner og CO2, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene: forbehandling av minst en første del av naturgassen for å separere minst en del av CO2fra denne og danne en naturgassføde som har redusert CC>2-innhold og en strøm som er rik på CO2; konvertering av naturgassføden til et LNG-produkt i LNG-fasen; konvertering av en andre del av naturgassen til en syntesegass ved dampmetanreformering; og la strømmen rik på CO2reagere med minst en del av syntesegassen i GTL-fasen for å produsere metanol.

2. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 1 videre omfattende å tilføre den C02-rike strømmen med en andre del av naturgassen slik at den CC>2-rike strømmen dermed blir blandet i forkant av dannelsen av syntesegassen.

3. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori naturgassen har et metaninnhold på minst 75 molprosent.

4. Integrerte fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori etter forbehandling, naturgassføden med redusert C02-innhold har et C02-innhold på mindre enn 0,01 molprosent basert på totalføden.

5. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori syntesegassen har et støkiometrisk molarforhold fra 1,5 til 2,5.

6. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori syntesegassen har et støkiometrisk molarforhold fra 2,0 til 2,1.

7. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori dampmetanreformering blir gjennomført ved å la damp og naturgass reagere over en redusert nikkelinneholdende katalysator ved en temperatur over 260°C og et trykk fra mellom 5066,25 kPa og 101325 kPa.

8. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 7 hvori temperaturen er fra 815,6°C til 1037,8°C.

9. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 7 hvori trykket er fra 25331,3 kPa til 60795 kPa.

10. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori den andre delen av naturgassen også blir forbehandlet for å separere i det minste en del av CO2fra denne.

11. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori alt av naturgassen anvendt i den integrerte fremgangsmåten først blir forbehandlet for å fjerne CO2fra denne, og en andre del av naturgassen er en andel av naturgassføden som kommer fra forbehandling av naturgassen.

12. Integrert fremgangsmåte for å fremstille LNG-produkter i en LNG-faseproduksjonssone og GTL-produkter som inkluderer metanol i en GTL-faseproduksjonssone fra en naturgass omfattende hydrokarboner og CO2, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene: forbehandling av minst en første del av naturgassen for å separere i det minste en del av CO2fra denne og danne naturgassføde som har et redusert C02-innhold og en strøm rik på C02; konvertering av naturgassføden i minst en naturgassdampkomponent og et LNG-produkt i LNG-fasen; konvertere minst en naturgassdampkomponent, og eventuelt en andre del av naturgassen, til en syntesegass ved dampmetanreformering; og reagere den C02-rike strømmen med minst en del av syntesegassen i GTL-fasen for å fremstille metanol.

13. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 12 hvori en andre del av naturgassen blir konvertert til syntesegass.

14. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 13 hvori den andre delen av naturgassen blir forbehandlet for å separere minst en del av CO2fra denne.

15. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 13 hvori alt av naturgassen anvendt i den integrerte prosessen først blir forbehandlet for å fjerne CO2fra denne, og den andre del av naturgassen er en del av naturgassføden som stammer fra forbehandling av naturgassen.

16. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 12 hvori: konvertering av minst en naturgassdampkomponent og eventuelt andre del av naturgassen til syntesegass ytterligere omfatter: et forreformeringstrinn for å redusere den molare konsentrasjonen av etan og høyere-kokepunkt hydrokarbon i minst en naturgassdampkomponent og eventuelt en andre del av naturgassen for å danne en forreformert naturgassdamp; og et reformeringstrinn for konvertering av minst en del av den forreformerte naturgassdampen til syntesegass; hvor reaksjonstrinnet videre omfatter: å reagere minst en del av syntesegassen med den CC>2-rike strøm for å fremstille metanol, eventuelt minst ett annet GTL-produkt, og en strøm av ikke-konvertert syntesegass; og et resirkuleringstrinn blir anvendt hvori minst en del av strømmen av ikke-konvertert syntesegass blir resirkulert til enten forreformeringstrinnet eller reformeringstrinnet, hvori minst en del av den minst ene naturgass-dampkomponent blir rettet mot minst ett trinn valgt fra forreformeringstrinnet, reformeringstrinnet, eller resirkuleringstrinnet.

17. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 16 videre omfattende å tilføre den CC^-rike strøm med en eller flere av ekspansjons-/separasjonssyklus naturgassdampkomponentene slik at den C02-rike strøm blir blandet med dampkomponenter i forkant av forreformeringstrinnet.

18. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 16 videre omfattende å tilføre den CCh-rike strøm med forreformert naturgassdamp slik at den C02-rike strøm blir blandet med gassdamp i forkant av reformeringstrinnet.

19. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 12 hvori konvertering av naturgassføden i LNG-fasen omfatter trinnene: nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn slik at det fremskaffes en nedkjølt naturgasstrøm i minst to ekspansjons/separasjons-cykler, hvor hver ekspansjons-/separasjonssyklus omfatter undertrinnene: a. isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av nedkjølt naturgassdamp og fremstilling av en naturgassdampkomponent og en LNG-komponent; b. separering av minst en del av naturgassdampkomponenten fra LNG-komponenten; og c. gjenta undertrinnene a. til b., hvori minst en del av LNG-komponenten fra den tidligere ekspansjons-/separasjonssyklusen blir rettet mot hvert suksessive undertrinn a., og hvori LNG-produktet er LNG-komponenten etter det endelige separasjonstrinnet og i hovedsak er væske ved i hovedsakelig atmosfærisk trykk.

20. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 12 hvori konvertering av naturgassføden i LNG-fasen omfatter trinnene: nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn slik at det fremskaffes en nedkjølt naturgasstrøm; isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den nedkjølte naturgassdampen i et første ekspansjonstrinn og produksjon av en første naturgassdampkomponent og en første LNG-komponent; separering av minst en del av den første naturgassdampkomponenten fra den første LNG-komponenten; isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den første LNG-komponenten i et andre ekspansjonstrinn og fremstilling av en andre naturgass-dampkomponent og en andre LNG-komponent; og separasjon av minst en del av den andre naturgassdampkomponenten fra den andre LNG-komponenten, hvori LNG-produktet er LNG-komponenten etter det endelige separasjonstrinnet og er i hovedsak væske ved i hovedsak atmosfærisk trykk.

21. Integrerte fremgangsmåte ifølge krav 12 hvori konvertering av naturgassføden i LNG-fasen omfatter trinnene: nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn for å fremskaffe en nedkjølt naturgasstrøm; isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den nedkjølte naturgassdampen i et første autonedkjølingstrinn og fremstilling av en første naturgassdampkomponent og en første LNG-komponent; separasjon av minst en del av den første naturgassdampkomponenten fra den første LNG-komponenten; isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den første LNG-komponenten i et andre autonedkjølingstrinn og fremstilling av en andre naturgass-dampkomponent og en andre LNG-komponent; separasjon av minst en del av den andre naturgassdampkomponenten fra den andre LNG-komponenten; og komprimering av minst en del av en eller flere av de første og andre naturgassdampkomponentene for fremstilling av en komprimert naturgassfødemateriale som har høyere temperatur enn begge av de første og andre naturgassdampkomponentene, hvori LNG-produktet er den andre LNG-komponenten og er i hovedsak væske ved i hovedsak atmosfærisk trykk.

22. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 21 hvori: konvertering av minst en naturgassdampkomponent og eventuelt andre del av naturgassen til syntesegass videre omfatter: et forreformeringstrinn for reduksjon av de molare konsentrasjonene av etan og høyere kokepunkt hydrokarbon av det komprimerte naturgassfødematerialet og produksjon av et forreformert naturgassfødemateriale; og et reformeringstrinn for konvertering av minst en del av det forreformerte naturgassfødematerialet til syntesegass; hvor reaksjonstrinnet videre omfatter: et konverteringstrinn hvori minst en del av syntesegassen og den CC>2-rike strøm blir reagert for å danne metanol og en strøm av ikke-konvertert syntesegass, og minst et andre reaksjonstrinn valgt fra konvertering av syntesegass til (i) hydrogen, (ii) dimetyleter eller (iii) et produkt av en Fischer Tropsch-reaksjon, hvor det andre reaksjonstrinnet konverterer syntesegassen til GTL-produktet og en strøm av ikke konvertert syntesegass; og et resirkuleringstrinn blir anvendt hvori minst en del av strømmen fra ikke-konvertert syntesegass blir resirkulert til enten forreformeringstrinnet eller reformeringstrinnet, hvori minst en del av det komprimerte naturgassfødematerialet blir ført mot minst ett trinn valgt fra forreformeringstrinnet, reformeringstrinnet, eller resirkuleringstrinnet.

23. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 22 videre omfattende tilføring av den CO2-rike strøm med komprimert naturgassfødemateriale slik at den C02-rike strømmen blir blandet med fødematerialet forut for forreformeringstrinnet.

24. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 22 videre omfattende tilføring av den CO2-rike strømmen med det forreformerte naturgassfødematerialet slik at den C02-rike strømmen blir blandet med fødematerialet forut for reformeringstrinnet.

25. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 12 hvori konvertering av naturgassføden i LNG-fasen omfatter trinnene: nedkjøling av naturgassføden i minst ett kjøletrinn for å danne en nedkjølt naturgasstrøm; isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den nedkjølte naturgassdampen i et første autonedkjølingstrinn og dannelse av en første naturgassdampkomponent og en første LNG-komponent; separasjon av minst en del av den første naturgassdampkomponenten fra den første LNG-komponenten; isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den første LNG-komponenten i et andre autonedkjøingstrinn og dannelse av en andre naturgassdampkomponent og en andre LNG-komponent; separasjon av minst en del av den andre naturgassdampkomponenten fra den andre LNG-komponenten; isentropisk eller isentalpisk ekspansjon av minst en del av den andre LNG-komponenten i et tredje autonedkjølingstrinn og dannelse av en tredje naturgassdampkomponent og et LNG-produkt; og separering av minst en del av den tredje naturgassdampkomponenten fra LNG-produktet.

26. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 19, 20, 21, eller 25 videre omfattende tilføring av den CC>2-rike strømmen med en eller flere av naturgassdampkomponentene slik at den C02-rike strømmen blir blandet med dampkomponenter før dannelsen av syntesegassen.

27. Integrert fremgangsmåte ifølge krav 19, 20, 21, eller 25 hvori minst en del av den ene eller flere av naturgassdampkomponentene blir konvertert til et ytterligere GTL-produkt annet enn metanol.