PL189829B1 - Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego - Google Patents
Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającegoInfo
- Publication number
- PL189829B1 PL189829B1 PL98337614A PL33761498A PL189829B1 PL 189829 B1 PL189829 B1 PL 189829B1 PL 98337614 A PL98337614 A PL 98337614A PL 33761498 A PL33761498 A PL 33761498A PL 189829 B1 PL189829 B1 PL 189829B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- stream
- methane
- separation system
- cooling
- compressed
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 118
- 239000000470 constituent Substances 0.000 title 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 208
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 77
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 67
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 65
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 77
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 72
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 51
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 42
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 36
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 15
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 15
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 12
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 12
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 11
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 11
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 9
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 9
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 3
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 abstract description 24
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 42
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 24
- 239000000047 product Substances 0.000 description 23
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 11
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 9
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 9
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 5
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- 101100056293 Rattus norvegicus Akr7a2 gene Proteins 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- XTEXMYNJEMCTNI-UHFFFAOYSA-N ethene;methane Chemical compound C.C=C XTEXMYNJEMCTNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N ethene;propane Chemical group C=C.CCC MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
- F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
- F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
- F25J2220/84—Separating high boiling, i.e. less volatile components, e.g. NOx, SOx, H2S
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2280/00—Control of the process or apparatus
- F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2280/00—Control of the process or apparatus
- F25J2280/40—Control of freezing of components
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S62/00—Refrigeration
- Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
- Y10S62/929—From natural gas
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
1. Sposób wytwarzania sprezonej cieczy bogatej w metan z wieloskladnikowego strumienia zasilaja- cego, zawierajacego metan i skladnik zamrazalny o wzglednej lotnosci mniejszej od metanu, zna- mienny tym, ze doprowadza sie wieloskladnikowy strumien zasilajacy do systemu rozdzielania, w któ- rym znajduje sie sekcja zamrazania pracujaca przy cisnieniu powyzej 1380 kPa i w warunkach tworze- nia substancji stalej dla skladnika zamrazalnego oraz sekcja destylacyjna usytuowana pod sekcja zamraza- nia, który to system rozdzielania wytwarza strumien pary bogaty w metan i strumien cieczy bogatej w skladnik zamrazalny, chlodzi sie co najmniej czesc strumienia pary wytwarzajac plynny strumien bogaty w metan, majacy temperature powyzej - 1 1 2 °C, usuwa sie pierwsza czesc skroplonego stru- mienia jako strumien skroplonego produktu bogate- go w metan, oraz doprowadza sie druga czesc stru- mienia skroplonego do systemu rozdzielania ochla- dzajac ten system rozdzielania. f ig . 1 PL PL PL PL PL PL PL PL PL
Description
Przedmiotem wynalazku jest sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego.
Chodzi tu zwłaszcza o sposób wytwarzania sprężonego płynnego gazu ziemnego (PLNG) ze strumienia gazu ziemnego zawierającego co najmniej jeden składnik zamrażalny.
Ze względu na korzystne właściwości dotyczące spalania oraz dostępność, gaz ziemny znalazł w ostatnich latach szerokie zastosowanie. Wiele źródeł gazu ziemnego znajduje się na obszarach znacznie odległych od rynków jego zbytu. Czasami dostępne są rurociągi do przesyłania gazu ziemnego do rynku jego zbytu. Gdy przesyłanie rurociągiem gazu ziemnego nie jest możliwe, często przetwarza się go w płynny gaz ziemny („LNG”) w celu przetransportowania go na rynek zbytu.
Jedną z cech wyróżniających zakłady wytwórcze LNG są wysokie koszty inwestycji takich instalacji. Urządzenia potrzebne do produkcji płynnego gazu ziemnego są zazwyczaj dość drogie. Zakład skraplania gazu ziemnego zawiera kilka podstawowych instalacji, w tym instalację do oczyszczania gazu, skraplania gazu, instalację chłodniczą oraz urządzenia zasilające i służące do przechowywania i załadunku. Chociaż koszt instalacji LNG może się znacznie wahać w zależności od jej umiejscowienia, to koszty budowy typowego konwencjonalnego zakładu wytwarzania LNG mogą wynosić od 5 do 10 miliardów dolarów amerykańskich, łącznie z kosztami zagospodarowania terenu. Koszt instalacji chłodniczej takiego zakładu może sięgać 30% kosztów łącznych.
Instalacje chłodnicze LnG są drogie, gdyż do skroplenia gazu ziemnego wymagane są duże zdolności chłodzenia. Strumień gazu ziemnego dopływa do zakładu wytwarzania LNG zazwyczaj pod ciśnieniem wynoszącym od około 4830 kPa (700 psia) do około 7600 kPa (1100 psia) i o temperaturze od około 20°C do około 40°C. Gazu ziemnego, składającego się w większości z metanu, nie da się skroplić wyłącznie przez zwiększenie jego ciśnienia, podobnie jak w wypadku ciężkich węglowodorów wykorzystywanych w energetyce. Temperatura krytyczna metanu wynosi -82,5°C, co oznacza, że niezależnie od ciśnienia, metan może zostać skroplony tylko w temperaturze poniżej tego poziomu. Ponieważ gaz ziemny jest w istocie mieszaniną gazów, jego skraplanie następuje w pewnym zakresie temperatur. Temperatura krt/furzna gazu ziemnego cip w od ie
VA V* V AAA V* AAA J 9.J WAZ A A AA V* A-< A W A A A A A W W . >-Λ A A- < · A-.AAA».-. — — - — - - — -- - — - - .. - . Tvn°\C/ zakres - j t------ --------°C temperatur w jakim skrapla się gaz ziemny pod ciśnieniem atmosferycznym wynosi od -165 do -155°C. Ponieważ urządzenia chłodnicze mają znaczny udział w kosztach instalacji wytwarzania LNG dokonuje się poważnych wysiłków w celu zmniejszenia kosztów chłodzenia.
Istnieje wiele wcześniejszych rozwiązań instalacji skraplania gazu ziemnego na zasadzie stopniowego przepuszczania go pod podwyższonym ciśnieniem przez wiele stopni instalacji chłodniczej, gdzie jest stopniowo ochładzany poniżej temperatury skraplania. W konwencjonalnych instalacjach skraplanie gazu ziemnego następuje w temperaturze około -160°C i przy ciśnieniu bliskim atmosferycznemu. Chłodzenie realizowane jest zwykle przez odprowadza189 829 nie ciepła, za pomocą jednego lub więcej czynników chłodniczych, jak propan, propylen, etan, etylen, lub metan. Choć do skraplania gazu ziemnego zastosowano już wiele typów obiegów chłodniczych, to obecnie w zakładach wytwarzania LNG stosowane są najczęściej trzy z nich: (1) „obieg kaskadowy”, w którym stosuje się wiele jednoskładnikowych środków chłodniczych w wymiennikach ciepła uszeregowanych tak, aby zapewniać stopniowe zmniejszanie temperatury gazu do temperatury skraplania; (2) „obieg rozprężny”, w którym następuje rozprężanie gazu od ciśnienia wysokiego do niskiego, czemu towarzyszy odpowiedni spadek temperatury gazu; oraz (3) „obieg z użyciem wieloskładnikowych czynników chłodniczych”, w którym wieloskładnikowe czynniki chłodnicze są używane w specjalnie zaprojektowanych wymiennikach ciepła. W większości stosowanych obiegów chłodniczych używane są odmiany lub kombinacje tych podstawowych cykli chłodniczych.
W konwencjonalnych zakładach wytwarzania LNG, woda, dwutlenek węgla, związki siarki, jak siarkowodór i inne gazy kwaśne, n-pentan i węglowodory ciężkie, w tym benzen, muszą być w znacznym stopniu usunięte z gazu ziemnego, aż do poziomu rzędu części na milion (ppm). Niektóre z tych związków krzepną i powodują problemy z drożnością instalacji. Inne związki, jak te, które zawierają siarkę, są zwykle usuwane w celu spełnienia wymagań handlowych. W konwencjonalnym zakładzie wytwarzania LNG, do usunięcia dwutlenku węgla i gazów kwaśnych wymagane są specjalne urządzenia oczyszczające, w których zazwyczaj stosuje się reakcyjne rozpuszczalniki chemiczne i lub fizyczne, i które wymagają znacznych wydatków inwestycyjnych. Równie wysokie są koszty eksploatacji. Do usunięcia pary wodnej wymagane są odwadniacze ze złożem suchym, takie jak sita molekularne. Do usuwania węglowodorów powodujących problemy z drożnością stosuje się płuczki wieżowe gazu i urządzenia frakcjonujące. W konwencjonalnych instalacjach LNG usuwa się również rtęć, gdyż może ona powodować uszkodzenia urządzeń zbudowanych z aluminium. Ponadto, duża część azotu, który może znajdować się w gazie ziemnym, jest usuwana po przetworzeniu, gdyż azot nie pozostaje w fazie ciekłej podczas transportowania konwencjonalnego LNG, a występowanie par azotu w zbiornikach LNG w miejscu dostawy jest niepożądane.
W przemyśle występuje ciągła potrzeba ulepszania sposobu skraplania gazu ziemnego, który zawiera CO2 w takich stężeniach, że CO2 ulega krzepnięciu podczas skraplania gazu i jednocześnie umożliwia uzyskanie oszczędności energii.
Wynalazek dotyczy sposobu otrzymywania sprężonego płynnego gazu ziemnego (PLNG) ze strumienia gazu ziemnego zawierającego składnik zamrażalny. Tym zamrażalnym składnikiem, mimo że zazwyczaj jest to CO2, H2S lub inny gaz kwaśny, może być dowolny składnik zdolny do tworzenia substancji stałych w systemie rozdzielania.
Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego zawierającego metan i składnik zamrażalny o względnej lotności mniejszej od metanu, odznacza się według wynalazku tym, że doprowadza się wieloskładnikowy strumień zasilający do systemu rozdzielania, w którym znajduje się sekcja zamrażania pracująca przy ciśnieniu powyżej 1380 kPa i w warunkach tworzenia substancji stałej dla składnika zamrażalnego oraz sekcja destylacyjna usytuowana pod sekcją zamrażania, który to system rozdzielania wytwarza strumień pary bogaty w metan i strumień cieczy bogatej w składnik zamrażalny, chłodzi się co najmniej część strumienia pary wytwarzając płynny strumień bogaty w metan, mający temperaturę powyżej -112°C, usuwa się pierwszą część skroplonego strumienia jako strumień skroplonego produktu bogatego w metan, oraz doprowadza się drugą część strumienia skroplonego do systemu rozdzielania ochładzając ten system rozdzielania.
Korzystnie ponadto doprowadza się strumień skroplonego produktu do urządzeń maga7vnnwvch mfaa7vnniac go w temneraturze nnwwżei -112of!
—j j--------o—j — j c? - -----1---------r - — —j .
Korzystnie w etapie chłodzenia ponadto spręża się wspomniany strumień pary do strumienia o wysokim ciśnieniu, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia w wymienniku ciepła, oraz rozpręża się ochłodzony, sprężony strumień do niższego ciśnienia, powodując dalsze ochłodzenie sprężonego strumienia oraz powstanie skroplonego strumienia bogatego w metan, mającego temperaturę powyżej -112°C.
Korzystnie chłodzi się sprężony strumień w wymienniku ciepła za pomocą pośredniej wymiany ciepła ze strumieniem pary wytworzonym uprzednio w systemie rozdzielania.
189 829
Korzystnie ponadto chłodzi się strumień cieczy wytworzony w systemie rozdzielania poprzez rozprężenie i używa się rozprężony, schłodzony strumień cieczy do chłodzenia sprężonego strumienia za pomocą pośredniej wymiany ciepła.
Korzystnie ponadto reguluje się ciśnienie sprężonego strumienia i ciśnienie rozprężonego strumienia uniemożliwiając tworzenie się substancji stałych w drugiej części skroplonego strumienia doprowadzonego do systemu rozdzielania.
Korzystnie system rozdzielania zawiera pierwszy etap destylacji i drugi etap destylacji, przy czym pierwszy etap destylacji zawiera sekcję destylacyjną i sekcję strefy zamrażania oraz ponadto sposób obejmuje etapy doprowadzania wieloskładnikowego strumienia zasilającego do pierwszego etapu destylacji, doprowadzania strumienia szczytowego pary z sekcji strefy zamrażania do drugiego etapu destylacji, usuwania strumienia pary z drugiego etapu destylacji i chłodzenia strumienia pary wytworzonego w systemie rozdzielania, doprowadzania drugiej części skroplonego ochłodzonego strumienia do drugiego etapu destylacji, usuwania płynnego strumienia dolnego z drugiego etapu destylacji, oraz doprowadzania płynnego strumienia dolnego do sekcji strefy zamrażania z pierwszego etapu destylacji.
Korzystnie system rozdzielania zawiera pierwszy etap destylacji, drugi etap destylacji i etap strefy zamrażania pomiędzy pierwszym i drugim etapem destylacji, przy czym drugą część skroplonego strumienia doprowadza się do pierwszego etapu destylacji.
Korzystnie chłodzenie strumienia pary przeprowadza się w wymienniku ciepła chłodzonym przez zamknięty układ chłodzenia.
Korzystnie w zamkniętym układzie chłodzenia jako dominujące chłodziwo stosuje się propan.
Korzystnie w zamkniętym układzie chłodzenia stosuje się chłodziwo zawierające metan, etan, propan, butan, pentan, dwutlenek węgla, siarkowodór i azot.
Korzystnie ponadto, przed chłodzeniem co najmniej części strumienia pary wpuszcza się do procesu odparowany gaz powstały w wyniku odparowania skroplonego gazu bogatego w metan.
Korzystnie skraplanie strumienia gazu przeprowadza się za pomocą dwóch zamkniętych cykli chłodzenia w układzie kaskadowym.
Korzystnie wieloskładnikowy strumień gazu z etapu chłodzenia ma ciśnienie powyżej 3100 kPa.
Korzystnie składnikiem zamrażalnym jest dwutlenek węgla.
Korzystnie w etapie chłodzenia ponadto spręża się wspomniany strumień pary do strumienia sprężonego, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia w wymienniku ciepła, usuwa się pierwszą część ochłodzonego sprężonego strumienia jako strumień produktu gazowego, oraz rozpręża się drugą część ochłodzonego, sprężonego strumienia do niższego ciśnienia, powodując dalsze ochłodzenie sprężonego strumienia oraz powstanie skroplonego strumienia bogatego w metan, mającego temperaturę powyżej -112°C.
Korzystnie w etapie chłodzenia spręża się strumień pary do wyższego ciśnienia, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia pary czynnikiem chłodniczym znajdującym się w strumieniu pary wytworzonym w systemie rozdzielania i rozpręża się ochłodzony sprężony strumień ochładzając dalej ochłodzony sprężony strumień, przy czym rozprężony strumień stanowi głównie skroplony strumień.
Korzystnie ponadto odzyskuje się część sprężonego strumienia pary i chłodzi się pozostałą część strumienia pary zgodnie ze wspomnianym etapem chłodzenia.
Korzystnie strumień pary wytworzony w systemie rozdzielania podgrzewa się przed cnrp^pmpm
Korzystnie system rozdzielania zawiera pierwszą sekcję destylacyjną, drugą sekcję destylacyjną, znajdującą się poniżej pierwszej sekcji destylacyjnej oraz strefę zamrażania, usytuowaną pomiędzy pierwszą a drugą sekcją destylacyjną, przy czym rozprężony skroplony strumień doprowadza się do pierwszej sekcji destylacyjnej.
Korzystnie wieloskładnikowy strumień doprowadza się poniżej pierwszej sekcji destylacyjnej.
189 829
Korzystnie ponadto usuwa się ciecz z systemu rozdzielania, chłodzi się tę ciecz za pomocą urządzenia rozprężającego oraz co najmniej częściowo odparowuje się tę ciecz poprzez wymianę ciepła ze sprężonym strumieniem pary.
Korzystnie ponadto usuwa się ciecz z systemu rozdzielania wzbogaconą w składnik zamrażalny, chłodzi się wzbogaconą w składnik zamrażalny ciecz za pomocą urządzenia rozprężającego oraz chłodzi się wieloskładnikowy strumień zasilający przed jego wprowadzeniem do systemu rozdzielania poprzez wymianę ciepła z rozprężoną, wzbogaconą w składnik zamrażalny cieczą.
Korzystnie ponadto chłodzi się wieloskładnikowy strumień za pomocą urządzenia rozprężającego przed jego wprowadzeniem do systemu rozdzielania.
Korzystnie reguluje się ciśnienie strumienia o wyższym ciśnieniu i ciśnienie rozprężonego strumienia zapobiegając powstawaniu substancji stałych w strumieniu doprowadzanym do systemu rozdzielania.
Korzystnie odzyskany strumień skroplonego produktu bogatego w metan ma ciśnienie powyżej 1380 kPa.
Korzystnie w etapie chłodzenia spręża się strumień pary do wyższego ciśnienia, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia pary czynnikiem chłodniczym znajdującym się w strumieniu pary wytworzonym w systemie rozdzielania i rozpręża się ochłodzony sprężony strumień dalej ochładzając ochłodzony sprężony strumień, przy czym rozprężony strumień jest głównie cieczą o ciśnieniu powyżej 1380 kPa i w etapie usuwania odzyskuje się z rozprężonego strumienia strumień skroplonego produktu wzbogaconego w metan o ciśnieniu powyżej 1380 kPa.
Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zawierającego metan i co najmniej jeden składnik zamrażalny, odznaczającej się temperaturą powyżej -112°C charakteryzuje się według wynalazku tym, że wprowadza się wieloskładnikowy strumień zasilający o ciśnieniu powyżej 1380 kPa do systemu rozdzielania pracującego w warunkach formowania substancji stałej dla składnika zamrażalnego zapewniając bogaty w metan strumień pary oraz strumień cieczy bogaty w składnik, który zakrzepł w systemie rozdzielania, skrapla się strumień pary za pomocą zamkniętego systemu chłodzenia wytwarzając bogatą w metan ciecz o temperaturze powyżej -112°C oraz wprowadza się bogatą w metan ciecz do zbiornika magazynowego do przechowywania jej w temperaturze powyżej -112°C.
Korzystnie skraplanie strumienia zasilającego przeprowadza się za pomocą zamkniętego systemu chłodzenia.
Korzystnie przed skropleniem strumienia zasilającego, ponadto łączy się ze strumieniem pary z systemu rozdzielania odparowany gaz powstały z odparowania skroplonego gazu ziemnego.
W sposobie według wynalazku, doprowadzany wieloskładnikowy strumień zawierający metan i składnik zamrażalny mający lotność względną niższą niż ta, którą ma metan, wprowadzany jest do systemu rozdzielania mającego sekcję zamrażania pracującą pod ciśnieniem ponad 1380 kPa (200 psia) i warunkach tworzenia się substancji stałej z tego zamrażalnego składnika oraz mającą sekcję destylacyjną położoną poniżej sekcji zamrażania. System rozdzielania, który zawiera strefę kontrolowanego zamrażania („CFZ”), wytwarza strumień pary bogatej w metan i strumień cieczy bogatej w ten składnik zamrażalny. Co najmniej część tego strumienia pary jest chłodzona w celu wytworzenia strumienia skroplonego bogatego w metan mającego temperaturę powyżej -112°C (-170°F) i ciśnienie wystarczające, by ciekły produkt znajdował się w punkcie wrzenia lub poniżej niego. Pierwsza część skroplonego strumienia jest odbierana z systemu jako strumień sprężonego ciekłego produktu (PLNG). Druga część tego skroplonego strumienia jest zawracana do systemu rozdzielania w celu zapewnienia temu systemowi chłodzenia.
W jednym z ukształtowań wynalazku, strumień pary jest odbierany z górnego obszaru systemu rozdzielania oraz jest sprężany do wyższego ciśnienia i ochładzany. Ten ochłodzony sprężony strumień jest następnie rozprężany w urządzeniach rozprężających w celu wytworzenia głównie ciekłego strumienia. Pierwsza część tego ciekłego strumienia jest doprowadzana jako strumień powrotny do systemu rozdzielania, zapewniając w ten sposób systemowi rozdzielania chłodzenie w obwodzie otwartym, a druga część tego ciekłego strumienia jest
189 829 odbierana jako strumień produktu mający temperaturę ponad -112°C (-170°F) i ciśnienie wystarczające, by ciekły produkt znajdował się w punkcie wrzenia lub poniżej niego.
W innym ukształtowaniu wynalazku, strumień pary jest odbierany z górnego obszaru systemu rozdzielania i ochładzany przez instalację chłodniczą w celu skroplenia bogatej w metan pary i wytworzenia cieczy o temperaturze ponad -112°C (-170°F) i ciśnieniu wystarczającym, aby ciekły produkt znajdował się w punkcie wrzenia lub poniżej niego.
Sposób według wynalazku może być stosowany zarówno do wstępnego skraplania gazu ziemnego u źródła dostawy, w celu jego przechowywania lub transportowania, jak i w celu ponownego skraplania par gazu ziemnego wydzielonych podczas przechowywania lub załadunku. Odpowiednio do tego celem tego wynalazku jest zapewnienie udoskonalonego, zintegrowanego systemu skraplania i usuwania CO2 dla skraplania lub ponownego skraplania gazu ziemnego o wysokiej zawartości CO2 (większej niż około 5%). Innym celem tego wynalazku jest zapewnienie udoskonalonego systemu skraplania, w którym wymagana jest znacznie mniejsza energia sprężania niż w systemach zgodnych ze stanem techniki. Jeszcze innym celem tego wynalazku jest zapewnienie bardziej wydajnego sposobu skraplania przez utrzymanie temperatury technologicznej w całym procesie poniżej -112°C, umożliwiając w ten sposób wykonywanie urządzeń z mniej kosztownych materiałów niż byłyby wymagane w przypadku konwencjonalnego sposobu otrzymywania LNG, których przynajmniej część pracuje przy niższej temperaturze obniżonej do -160°C. Chłodzenie do tak niskiej temperatury w przypadku konwencjonalnego sposobu otrzymywania LNG jest bardzo kosztowne w porównaniu ze stosunkowo umiarkowanym chłodzeniem przy wytwarzaniu PLNG sposobem zgodnym z wynalazkiem.
Przedmiot wynalazku jest bliżej objaśniony w przykładach wykonania, na rysunku fig. 1 przedstawia kriogeniczny proces ze strefą kontrolowanego zamrażania (CFZ) przedstawiający ogólnie zamknięty obieg chłodniczy do produkcji sprężonego płynnego gazu ziemnego skroplonego zgodnie ze sposobem według tego wynalazku, schematycznie, fig. 2 - kriogeniczny proces ze strefą kontrolowanego zamrażania (CFZ) przedstawiający ogólnie otwarty obieg chłodniczy do produkcji sprężonego gazu ziemnego ciekłego skroplonego zgodnie ze sposobem według tego wynalazku, schematycznie i fig. 3 - schematycznie inny przykład wykonania wynalazku, gdzie dwutlenek węgla i metan są oddzielane destylacyjnie w kolumnie destylacyjnej mającej strefę kontrolowanego zamrażania (CFZ), w której jednym strumieniem produktu szczytowego jest sprężony gaz ziemny skroplony, a innym strumieniem produktu szczytowego jest gaz będący produktem zbywalnym.
Schematy technologiczne pokazane na figurach przedstawiają różne przykłady praktycznej realizacji sposobu według wynalazku. Figury te nie mają na celu wykluczać z zakresu tego wynalazku innych przykładów wykonania, będących wynikiem normalnych i przewidywalnych modyfikacji tych określonych przykładów wykonania. W celu uproszczenia i zwiększenia przejrzystości figur, usunięto z nich różne wymagane podzespoły, takie jak pompy, zawory, mieszalniki strumienia, układy sterujące i czujniki.
Sposobem według tego wynalazku oddziela się destylacyjnie w systemie rozdzielania doprowadzany strumień gazu wieloskładnikowego, zawierającego metan i co najmniej jeden zamrażalny składnik, mający lotność względną niższą niż metan, przy czym system rozdzielania zawiera strefę kontrolowanego zamrażania („CFZ”). W systemie rozdzielania wytwarzany jest strumień pary szczytowej bogatej w metan oraz pozostałości bogate w składnik zamrażalny. Następnie co najmniej część strumienia pary szczytowej jest skraplana w celu wytworzenia produktu będącego skroplonym gazem ziemnym o temperaturze ponad -112°C (-170°F) i ciśnipnin wvctał^c-z:aiar;vm hv ten ciekłv nrodukt znaidował sie w nunkcie wrzenia lub Doni~ J ~ J ~ 7 J « X *· «X żej niego. Produkt ten jest tu czasami nazywany sprężonym płynnym gazem ziemnym („PLNG”). Inna część takiego skroplonego strumienia szczytowego jest zawracana do systemu rozdzielania jako strumień powrotny.
Termin „punkt wrzenia” oznacza taką temperaturę i ciśnienie, w których ciecz zaczyna zamieniać się w gaz. Przykładowo, jeśli pewna objętość PLNG znajduje się pod stałym ciśnieniem, ale zwiększa się jego temperatura, to punktem wrzenia będzie temperatura, przy której w PLNG zaczną tworzyć się pęcherzyki gazu. Podobnie, jeśli pewna objętość PLNG znajduje się w stałej temperaturze, ale zmniejsza się jego ciśnienie, to punkt wrzenia określa
189 829 takie ciśnienie, przy którym w PLNG zaczną tworzyć się pęcherzyki gazu. W punkcie wrzenia, PLNG jest cieczą nasyconą. Zaleca się, by PLNG nie był skroplony do swego punktu wrzenia, lecz bardziej ochłodzony w celu przechłodzenia tej cieczy. Przechładzanie PLNG zmniejsza ilość strat cieczy wskutek odparowania podczas jej przechowywania, transportowania i przeładowywania.
Przed tym wynalazkiem, specjaliści z tej dziedziny techniki wiedzieli, że za pomocą CFZ można usunąć niepożądany CO2. Nie doceniano tego, że sposób CFZ może być zintegrowany ze sposobem skraplania w celu wytworzenia PLNG
Sposób według obecnego wynalazku jest bardziej ekonomiczny w użyciu, ponieważ wymaga on mniejszej mocy do skraplania gazu ziemnego niż sposoby stosowane w przeszłości i urządzenia używane w sposobie według tego wynalazku mogą być wykonane z tańszych materiałów. W przeciwieństwie do tego sposoby według stanu techniki wytwarzania LNG przy ciśnieniu atmosferycznym i tak niskiej temperaturze jak -160°C, dla bezpiecznej eksploatacji wymagają użycia urządzeń wykonanych z drogich materiałów.
W praktyce wynalazku, energia potrzebna do skroplenia gazu ziemnego zawierającego w znacznym stężeniu składnik zamrażalny, taki jak CO2, jest o wiele mniejsza niż wymagana w konwencjonalnych sposobach wytwarzania LNG z takiego gazu ziemnego. To zmniejszenie niezbędnej ilości energii chłodniczej wymaganej w sposobie według wynalazku daje duże zmniejszenie kosztów inwestycyjnych, proporcjonalnie niższe koszty eksploatacji i zwiększoną wydajność oraz niezawodność, a zatem znacznie zwiększa ekonomiczność wytwarzania skroplonego gazu ziemnego.
Przy ciśnieniu i temperaturze roboczej zgodnymi ze sposobem według wynalazku na rurociągi i urządzenia w najzimniejszych obszarach roboczych instalacji skraplania mogą być użyte stale posiadające około 3,5 procent wagowych niklu, podczas gdy na takie same elementy wyposażenia w konwencjonalnych instalacjach LNG ogólnie wymagane jest stosowanie droższych stali zawierających 9 procent wagowych niklu lub aluminium. Zapewnia się w ten sposób jeszcze jedno znaczne zmniejszenie kosztów w przypadku stosowania sposobu według wynalazku w porównaniu do sposobów otrzymywania LNG według dotychczasowego stanu techniki.
Pierwszym ważnym czynnikiem, który należy wziąć pod uwagę w kriogenicznym przetwarzaniu gazu ziemnego są substancje zanieczyszczające. Gazem ziemnym jako surowcem odpowiednim dla sposobu według tego wynalazku, może być gaz ziemny otrzymywany z odwiertów naftowych (gaz towarzyszący) lub z odwiertów gazowych (gaz nie towarzyszący). Surowy gaz ziemny często zawiera wodę, dwutlenek węgla, siarkowodór, azot, butan, węglowodory o sześciu lub więcej atomach węgla, zanieczyszczenia, siarczek żelazawy, parafinę i ropę naftową. Rozpuszczalność tych substancji zanieczyszczających zmienia się zależnie od temperatury, ciśnienia i składu. W temperaturach kriogenicznych, CO2, woda i inne substancje zanieczyszczające mogą tworzyć substancje stałe, które mogą zatykać kanały przepływowe w kriogenicznych wymiennikach ciepła. Tych potencjalnych trudności można uniknąć usuwając takie substancje zanieczyszczające, jeśli uprzednio przewidzi się warunki dla ich czystych składników i granice temperaturowociśnieniowe faz stałych. W dalszym opisie tego wynalazku zakłada się, że strumień gazu ziemnego zawiera CO2. Jeżeli strumień gazu ziemnego zawiera ciężkie węglowodory, które mogą ulegać wymrażaniu podczas skraplania, to te ciężkie węglowodory zostaną usunięte wraz z CO2.
Jedną z zalet obecnego wynalazku jest to, że wyższa temperatura robocza umożliwia, aby gaz ziemny miał wyższe poziomy stężenia składników zamrażalnych, niż byłyby dopuszczalne dla konwencjonalnych sposobów otrzymywania LNG Przykładowo, w konwencjonalnej instalacji LNG wytwarzającej LNG w -160°C, warunkiem uniknięcia problemów z zamarzaniem jest zawartość CO2 poniżej 50 ppm (części na milion). W przeciwieństwie do tego, dzięki utrzymywaniu temperatury technologicznej powyżej około -112°C, gaz ziemny może zawierać CO 2 w większych ilościach wynoszących około 1,4% molowo CO 2 w temperaturze -112°C i około 4,2% molowo CO2 w temperaturze -95°C bez powodowania problemów z zamarzaniem podczas skraplania sposobem według tego wynalazku.
Dodatkowo, umiarkowane ilości azotu w gazie ziemnym nie muszą być usuwane w wypadku sposobu według wynalazku, gdyż azot będzie pozostawał w fazie ciekłej ze skroplo10
189 829 nymi węglowodorami w temperaturze i ciśnieniu roboczym zgodnych z obecnym wynalazkiem. Zdolność do ograniczenia, a w niektórych przypadkach pominięcia urządzeń wymaganych do oczyszczania gazu i usuwania azotu, daje znaczne korzyści techniczne i ekonomiczne. Te i inne zalety wynalazku można lepiej zrozumieć na podstawie sposobów skraplania zilustrowanych na zamieszczonych tu figurach.
Na fig. 1, strumień zasilający gazu ziemnego 10 wpływa do instalacji przy ciśnieniu ponad około 3100 kPa (450 psia), a bardziej korzystnie ponad około 4800 kPa (700 psia) i temperaturze korzystnie między około 0°C a 40°C; jednakże, jeżeli jest to pożądane, to można stosować inne ciśnienie i temperaturę, w odpowiednio zmodyfikowanej instalacji. Jeśli strumień gazu 10 ma ciśnienie około 1380 kPa (200 psia), może być sprężony za pomocą odpowiednich urządzeń sprężających (nie pokazanych), które mogą zawierać jedną lub więcej sprężarek. W niniejszym opisie sposobu według wynalazku zakłada się, że strumień gazu ziemnego 10 został poddany odpowiedniemu oczyszczaniu w celu usunięcia wody konwencjonalnymi i znanymi sposobami (nie pokazanymi na fig. 1) w celu wytworzenia strumienia „suchego” gazu ziemnego.
Strumień zasilający 10 przepływa przez chłodnicę 30. Chłodnica 30 może składać się z jednego lub więcej konwencjonalnych wymienników ciepła, które ochładzają ten strumień gazu ziemnego do temperatury kriogenicznej, korzystnie aż do od -50°C do -70°C, a bardziej korzystnie do temperatury tuż powyżej temperatury krzepnięcia CO2. Chłodnica 30 może składać się z jednego lub więcej układów wymiany ciepła chłodzonych przez konwencjonalne instalacje chłodnicze, jednego lub więcej urządzeń rozprężnych, jak zawory Joule-Thomson'a (dławiące) lub rozprężarki turbinowe, jednego lub więcej wymienników ciepła wykorzystujących jako chłodziwo ciecz z dolnej sekcji kolumny frakcjonującej 31, jednego lub więcej wymienników ciepła wykorzystujących jako chłodziwo strumień pozostałości z kolumny 31, lub dowolne inne odpowiednie źródło chłodzenia. O tym, który system chłodniczy jest preferowany decyduje dostępność chłodzenia, ograniczenia przestrzenne, jeśli występują, oraz względy środowiskowe i bezpieczeństwa. Specjaliści w tej dziedzinie techniki mogą wybrać właściwą instalację chłodniczą, uwzględniając warunki eksploatacyjne sposobu skraplania.
Ochłodzony strumień 11 wypływający z chłodnicy 30 gazu zasilającego jest kierowany do kolumny frakcjonującej 31 mającej strefę kontrolowanego zamrażania („CFZ”, będącą specjalną sekcją obsługującą krzepnięcie i topienie CO2. Sekcja CFZ, obsługująca krzepnięcie i topienie CO2, nie zawiera wypełnień ani półek, jak w konwencjonalnych kolumnach destylacyjnych, lecz zamiast tego zawiera jedną lub więcej dysz rozpylających i półkę topienia. Zestalony CO2 tworzy się w obszarze pary w kolumnie destylacyjnej i spada do cieczy na półce topienia. Zasadniczo wszystkie tworzące się substancje stałe są zawarte w sekcji CFZ. Destylacyjna kolumna frakcjonująca 31 ma poniżej sekcji CFZ konwencjonalną sekcję destylacyjną i, korzystniej, drugą sekcję destylacyjną ponad sekcją CFZ. Konstrukcja i działanie kolumny frakcjonującej 31 są znane specjalistom z tej dziedziny techniki. Przykłady konstrukcji CFZ są zilustrowane w opisach patentowych Stanów Zjednoczonych Ameryki o numerach 4,533,372; 4,923,493; 5,062,270; 5,120,338 i 5,265,428.
Bogaty w CO 2 strumień 12 wypływa ze spodu kolumny frakcjonującej 31. Ciekły produkt dolny jest podgrzewany w reboilerze 35 a jego część jest zawracana do dolnej sekcji kolumny frakcjonującej 31 jako para ponownie odparowana po skropleniu. Pozostała część (strumień 13) opuszcza instalację jako produkt bogaty w CO2. Bogaty w metan strumień 14 opuszcza szczyt kolumny frakcjonującej 31 i przepływa przez wymiennik ciepła 32 chłodzony strumieniem 17 i podłączony do konwencjonalnego układu chłodniczego 33 o obiegu zamknietwn Mnaa hvć zastosowane układv chłodnicze iednoskładnikowe. wieloskładnikowe
-------* ---- — ' y - ---- — · — *---- ~ ‘ -J - ' - , lub kaskadowe. Układ chłodniczy wieloskładnikowy zawiera zwykle co najmniej dwa zamknięte obiegi chłodnicze. W tych układach chłodniczych o obiegach zamkniętych, jako czynniki chłodnicze mogą być używane metan, etan, propan, butan, pentan, dwutlenek węgla, siarkowodór i azot. Korzystnie, w układach chłodniczych o obiegach zamkniętych, jako czynnika chłodniczego używa się przeważnie propanu. Na fig. 1 pokazano co prawda tylko jeden wymiennik ciepła 32, ale zgodnie z wynalazkiem można stosować wiele wymienników ciepła do wielostopniowego chłodzenia strumienia 14 pary. Wymiennik ciepła 32, korzystnie, skrapla w ciecz zasadniczo cały strumień 14 pary. Strumień 19 Wypływający z tego wymiennika
189 829 ciepła ma temperaturę ponad -112°C i ciśnienie wystarczające, żeby ten ciekły produkt znajdował się w punkcie wrzenia lub poniżej niego. Jedna część tego strumienia 19 cieczy przepływa jako strumień 20 do odpowiedniego urządzenia stanowiącego magazyn 34, takiego jak stacjonarny zbiornik zasobnikowy lub środek transportowy, jak statek do przewozu PLNG, ciężarówka lub wagon do przewożenia PLNG w temperaturze ponad -112°C i ciśnieniu wystarczającym, żeby ten ciekły produkt znajdował się w punkcie wrzenia lub poniżej niego. Druga część ciekłego strumienia 19 jest zawracana jako strumień 21 do kolumny frakcjonującej 31. Względne proporcje strumieni 20 i 21 zależą od składu doprowadzanego gazu 1θ, warunków pracy kolumny frakcjonującej 31 i pożądanych cech produktu.
Podczas przechowywania, transportu i przeładowywania skroplonego gazu ziemnego może następować znaczna „strata cieczy wskutek odparowania” skroplonego gazu ziemnego. Sposób według wynalazku umożliwia opcjonalnie ponowne skraplanie tej bogatej w metan pary ze strat odparowania. Na fig. 1, strumień 16 pary ze strat odparowania może być opcjonalnie wprowadzony do strumienia 14 przed ochłodzeniem w wymienniku ciepła 32. Strumień 16 pary ze strat odparowania powinien mieć ciśnienie równe lub bliskie ciśnieniu strumienia 14 pary, do którego jest wprowadzany. W zależności od ciśnienia pary ze strat odparowania, może być potrzebne skorygowanie ciśnienia pary ze strat odparowania za pomocą jednej lub więcej sprężarek lub rozprężarek (nie pokazanych na figurach, umożliwiające dopasowanie tego ciśnienia w miejscu, gdzie para ze strat odparowania jest wprowadzana do procesu skraplania.
Mniejsza część strumienia 14 pary może być opcjonalnie usunięta z procesu jako paliwo (strumień 15), dostarczając część mocy potrzebnej do napędu sprężarek i pomp w procesie skraplania. Paliwo to może być opcjonalnie użyte jako źródło chłodnicze w celu wspomagania chłodzenia 10 strumienia doprowadzanego.
Na fig. 2 przedstawiono schematycznie inny przykład wykonania wynalazku, z użyciem chłodzenia w obwodzie otwartym w celu zapewnienia chłodzenia kolumnie oddzielającej 51 i wytwarzania PLNG. Jak pokazano na fig. 2, strumień wieloskładnikowego gazu 50, zawierającego metan i dwutlenek węgla, który został odwodniony i ochłodzony przez dowolne odpowiednie źródło chłodzenia (nie pokazane na fig. 2), jest doprowadzany do kolumny CFZ 51, która ma zasadniczo taką samą konstrukcję jak kolumna frakcjonująca 31 na fig. 1. W tym przykładzie wykonania skutecznie kontroluje i korzysta się ze zdolności do tworzenia się substancji stałych w procesie, przez doprowadzanie strumienia 64 bezpośrednio do kolumny CFZ 51.
Temperatura gazu wprowadzanego do kolumny CFZ 51 jest korzystnie wyższa niż temperatura krzepnięcia CO2. Strumień 52 pary wzbogaconej w metan wypływa ze szczytu kolumny 51, a strumień 53 pary wzbogaconej w dwutlenek węgla wypływa u dołu kolumny CFZ 51. Ciekły produkt dolny jest podgrzewany w reboilerze 65 i jego część jest zawracana do dolnej sekcji kolumny CFZ 51 jako para ponownie odparowana po skropleniu. Pozostała część (strumień 54) opuszcza instalację jako ciekły produkt bogaty w CO2.
Pierwsza część strumienia szczytowego 52 jest zawracana do kolumny CFZ 51 jako strumień 64, zapewniając chłodzenie w obwodzie otwartym w kolumnie CFZ 51. Druga część tego strumienia szczytowego 52 jest odbierana (strumień 63) jako strumień produktu PLNG 0 ciśnieniu równym lub bliskim ciśnieniu roboczemu kolumny CFZ 51 i temperaturze ponad -112°C (-170°F). Trzecia część tego strumienia szczytowego 52 może być opcjonalnie odbierana (strumień 59) w celu wykorzystania jako gaz handlowy lub do dalszego przetworzenia.
Na zasadnicze elementy chłodzenia w obwodzie zamkniętym, według tego przykładu wykonania, składają się sprężanie przez jedną lub więcej sprężarek 57 strumienia szczytowego 52 opuszczającego szczyt kolumny CFZ 51. chłodzenie sprężonego gazu przez jedną lub więcej chłodnicę 58, doprowadzanie co najmniej części ochłodzonego gazu (strumień 61) do jednego lub więcej urządzeń do rozprężania 62 w celu zmniejszenia ciśnienia strumienia gazu 1 ochłodzenia go, oraz zasilanie kolumny CFZ 51 częścią strumienia ochłodzonego i rozprężonego gazu (strumień 64). Część powrotna strumienia szczytowego 52 według tego sposobu zapewnia kolumnie CFZ 51 chłodzenie w obwodzie otwartym. Strumień 60 jest, korzystnie, chłodzony przez wymiennik ciepła 55, który również podgrzewa strumień szczytowy 52. Ciśnienie strumienia 64 jest, korzystnie, kontrolowane przez regulację stopnia sprężania w sprężarce 57 w celu zapewnienia, aby poziomy ciśnienia cieczy strumieni 60, 61 i 64 były na tyle
189 829 wysokie, żeby zapobiec tworzeniu się substancji stałych. Na przepływ powrotny do kolumny 51 składa się również co najmniej część strumienia szczytowego 52 pary zawracana do górnej części kolumny 51 jako ciecz skroplona w wyniku chłodzenia w obwodzie otwartym.
Kolumna CFZ 51 ma poniżej sekcji CFZ konwencjonalną sekcję destylacyjną i potencjalnie drugą sekcję destylacyjną ponad sekcją CFZ. Sekcja CFZ obsługuje wszelkie tworzenie i topienie zestalonego CO2. Podczas rozruchu, wszystkie strumienie 64 mogą być skierowane bezpośrednio do sekcji CFZ. Kiedy strumień 64 stanie się uboższy w składniki tworzące substancje stałe, większa jego część może być doprowadzona do tej sekcji destylacyjnej kolumny, która znajduje się nad sekcją CFZ.
Na fig. 3 pokazano schematycznie kolejny przykład wykonania wynalazku, gdzie sposobem według wynalazku wytwarza się PLNG i gaz handlowy jako strumienie produktu. W tym przykładzie wykonania strumienie produktu szczytowego stanowią 50% PLNG (strumień 126) i 50% gazu handlowego (strumień 110). Istnieje jednak możliwość wytwarzania dodatkowego PLNG, do 100%, przez zapewnienie albo dodatkowego chłodzenia przez wymianę ciepła z chłodniejszymi płynami, albo dodatkowy spadek ciśnienia w rozprężarce przez zainstalowanie urządzeń do dodatkowego sprężania i chłodnic końcowych. Analogicznie, zapewniając mniejsze chłodzenie można wytworzyć mniej PLNG.
W odniesieniu do fig. 3, zakłada się, że strumień zasilający 101 gazu ziemnego zawiera ponad 5% molowo CO 2 i jest prawie pozbawiony wody, aby zapobiec jej zamarzaniu i tworzeniu się wodzianów. Po odwodnieniu, strumień zasilający gazu ziemnego jest ochładzany, obniża się jego ciśnienie i wprowadza do kolumny destylacyjnej 190 pracującej przy ciśnieniu w zakresie od około 1379 kPa (200 psia) do około 4482 kPa (650 psia). Kolumna destylacyjna 190, która ma sekcję CFZ podobną jak w kolumnie frakcjonującej 31 na fig. 1, rozdziela strumień zasilający na strumień pary produktu szczytowego wzbogaconego w metan oraz na strumień ciekłego produktu dolnego wzbogaconego w dwutlenek węgla. Według wynalazku, kolumna destylacyjna 190 ma co najmniej dwie, a korzystnie trzy, różne sekcje: sekcję destylacyjną 193, strefę zamrażania kontrolowanego (CFZ) 192 ponad sekcją destylacyjną 193, oraz opcjonalnie górną sekcję destylacyjną 191.
W tym przykładzie, wieża zasilana jest w górnej części sekcji destylacyjnej 193 strumieniem 105, gdzie ulega on typowej destylacji. Sekcje destylacyjne 191 i 193 zawierają półki i/lub wypełnienie i zapewniają niezbędną styczność między opadającymi cieczami, a wznoszącymi się parami. Lżejsze pary opuszczają sekcję destylacyjną 193 i wpływają do strefy 192 kontrolowanego zamarzania. W strefie 192 kontrolowanego zamarzania pary stykaj ją się z cieczą (rozpylona ciecz powrotna w strefie zamarzania) z dysz lub z zespołów rozpylających 194. Następnie pary kontynuują przepływ w górę przez górną sekcję destylacyjną 191. Dla skutecznego oddzielania CO 2 ze strumienia gazu ziemnego w kolumnie destylacyjnej 190 wymagane jest chłodzenie w celu zapewnienia ruchu cieczy w górnych sekcjach kolumny 190. Według tego przykładu wykonania wynalazku chłodzenie w górnej części kolumny 190 jest zapewnione przez otwarty obieg chłodniczy.
W przykładzie wykonania na fig. 3, wychodzący gaz zasilający jest dzielony na dwa strumienie: strumień 102 i strumień 103. Strumień 102 jest ochładzany w jednym lub więcej wymiennikach ciepła. W tym przykładzie stosowane są trzy wymienniki ciepła 130, 131, 132, służące do chłodzenia strumienia 102 i jako reboilery zapewniające ciepło dla sekcji destylacyjnej 193 kolumny 190. Strumień 103 jest ochładzany w jednym lub więcej wymiennikach ciepła, w których ciepło jest wymieniane z jednym ze strumieni produktów dolnych z kolumny 190. Na fig. 3 pokazane są dwa wymienniki ciepła 133 i 141, które podgrzewają strumienie produktów dolnych opuszczające kolumnę 190. Jednakże liczba wymienników ciepła zapewniająca chłodzenie strumienia zasilającego będzie zależała od wielu czynników, obejmujących między innymi natężenie przepływu gazu na wlocie, skład gazu na wlocie, temperaturę zasilania i wymagania odnośnie wymiany ciepła. Opcjonalnie, czego nie pokazano na fig. 3, strumień zasilający 101 może być chłodzony przez parę opuszczającą szczyt kolumny 190. Dla innej opcji, strumień zasilający 101 może być chłodzony przynajmniej częściowo przez konwencjonalny układ chłodniczy, taki jak jednoskładnikowe lub wieloskładnikowe układy chłodnicze o obiegu zamkniętym.
189 829
Strumienie 102 i 103 są ponownie łączone i łączny strumień pary przepływa przez odpowiednie urządzenia rozprężające, na przykład przez zawór Joule-Thomsonia 150, w przybliżeniu do ciśnienia roboczego kolumny oddzielającej 190. Alternatywnie, zamiast zaworu Joule-Thomson'a 150 może zostać zastosowana rozprężarka turbinowa. Przez rozprężanie z dławieniem w zaworze 150 wytwarza się zimny i rozprężony strumień 105, który jest kierowany do górnej części sekcji destylacji 193 w miejsce gdzie temperatura jest, korzystnie, na tyle wysoka, żeby uniknąć zamarzania CO2.
Szczytowy strumień 106 pary z kolumny oddzielającej 190 przepływa przez wymiennik ciepła 145, który podgrzewa strumień 106 pary. Strumień podgrzanej pary (strumień 107) jest ponownie sprężany w jedno stopniowym lub wielostopniowym zespole sprężającym. W tym przykładzie strumień 107 przechodzi kolejno przez dwie konwencjonalne sprężarki 160 i 161. Po każdym stopniu sprężenia, strumień 107 jest chłodzony w chłodnicach końcowych 138 i 139, korzystnie, z użyciem otaczającego powietrza lub wody jako chłodziwa. W wyniku sprężania i chłodzenia strumienia 107 powstaje gaz, który może być sprzedany do rurociągu gazu ziemnego lub dalej przetworzony. Sprężanie strumienia 107 pary zazwyczaj jest wykonywane do ciśnienia co najmniej równego ciśnieniu wymaganemu w rurociągu.
Część strumienia 107 po przejściu przez sprężarkę 160 może być opcjonalnie odebrana (strumień 128) w celu użycia jako paliwo dla instalacji przetwórczej gazu. Inna część strumienia 107, po przejściu przez chłodnicę końcową 139, jest odbierana (strumień 110) jako gaz handlowy. Pozostała część strumienia 107 przepływa jako strumień 108 do wymienników ciepła 140, 136 i 137. Strumień 108 jest chłodzony w wymiennikach ciepła 136 i 137 za pomocą zimnych płynów ze strumienia 124 opuszczającego spód kolumny 190. Strumień 108 jest następnie dalej ochładzany w wymienniku ciepła 145 w wyniku wymiany ciepła ze strumieniem 106 pary szczytowej, powodującej ogrzanie się strumienia 106. Strumień 108 jest następnie rozprężany w odpowiednim urządzeniu rozprężającym, takim jak rozprężarka 158, w przybliżeniu do ciśnienia roboczego kolumny 190. Strumień 108 jest następnie rozdzielany i jedna z jego części jest odprowadzana jako produkt PLNG (strumień 126) o temperaturze ponad -112°C i ciśnieniu ponad 1380 kPa (200 psia) do przechowywania lub transportowania. Druga część (strumień 109) wpływa do kolumny destylacyjnej 190. Ciśnienie wylotowe sprężarki 161 jest regulowane w celu uzyskania ciśnienia na tyle wysokiego, by spadek ciśnienia w rozprężarce 158 dawał wystarczające schłodzenie, żeby strumienie 109 i 126 były, głównie, cieczą wzbogaconą w metan. W celu wytworzenia dodatkowego PLNG (strumień 126), za sprężarką 160 i przed wymiennikiem ciepła 136 można zainstalować dodatkową sprężarkę. W celu uruchomienia instalacji, strumień 109 jest, korzystnie, doprowadzany przez strumień 109A i rozpylany bezpośrednio w strefie CFZ 192 przez dyszę rozpylającą 194. Po rozruchu, strumień 109 może być doprowadzany (strumień 109B) do górnej sekcji 191 kolumny destylacyjnej 190.
Wzbogacony w CO2 ciekły strumień produktu 115 opuszcza spód kolumny 190. Strumień 115 jest dzielony na dwie części, strumień 116 i strumień 117. Strumień 116 przepływa przez odpowiednie urządzenie rozprężające, takie jak zawór Joule-Thomson'a 153, do niższego ciśnienia. Strumień 124, który wypływa z zaworu 153 jest następnie podgrzewany w wymienniku ciepła 136 i strumień 124 przepływa przez następny zawór Joule-Thomson'a 154 i jeszcze jeden wymiennik ciepła 137. Wynikowy strumień 125 jest następnie łączony ze strumieniem 120 pary z separatora 181.
Strumień 117 jest rozprężany w odpowiednim urządzeniu rozprężającym, takim jak zawór rozprężny 151 i przepływa przez wymiennik ciepła 133, ochładzając w ten sposób strumień zasilający 103. Strumień 117 jest następnie kierowany do separatora 180, konwencjonalnego urządzenia do rozdzielania gazu i cieczy. Para z separatora 180 (strumień 118) przepływa przez jedną lub więcej sprężarek i wysokociśnieniowe pompy wspomagające. Na fig. 3 pokazano zespół dwóch sprężarek 164 i 165 i pompy 166 z konwencjonalnymi chłodnicami 143 i 144. Strumień 122 produktu opuszczający pompę 166 zespołu ma ciśnienie i temperaturę odpowiednią dla wtrysku do utworów podziemnych.
Ciekłe produkty są odprowadzane z separatora 180 jako strumień 119 i przepływają przez urządzenie rozprężające, taki jak zawór rozprężny 152, a następnie przez wymiennik ciepła 141, w którym zachodzi wymiana ciepła ze strumieniem zasilającym 103, powodując tym samym dalsze schładzanie strumienia zasilającego 103. Następnie strumień 119 jest kie14
189 829 rowany do separatora 181, konwencjonalnego urządzenia do oddzielania gazów od cieczy.
Pary z separatora 181 są przepuszczane (strumień 120) do sprężarki 163 a następnie do chłodnicy końcowej 142. Następnie strumień 120 jest mieszany ze strumieniem 118. Wszystkie skropliny znajdujące się w strumieniu 121 można odzyskać konwencjonalnymi technikami impulsowymi lub stabilizacyjnymi, a następnie można je sprzedać, spalić lub użyć jako paliwo.
Co prawda w pokazanych na fig. 1-3 systemach do rozdzielania znajduje się tylko jedna kolumna destylacyjna (kolumna 31 na fig. 1, kolumna 51 na fig. 2 i kolumna 190 na fig. 3), to w systemach do rozdzielania zgodnych ze sposobem według wynalazku mogą znajdować się dwie, lub więcej, kolumny destylacyjne. Na przykład, w celu zmniejszenia wysokości kolumny 190 na fig. 3, może okazać się pożądane jej podzielenie na dwie, lub więcej, kolumny (nie pokazane na figurach). Pierwsza kolumna ma dwie sekcje, sekcję destylacyjną i strefę kontrolowanego zamrażania znajdującą się nad sekcją destylacyjną, a druga kolumna zawiera jedną sekcję destylacyjną, która pełni tę samą funkcję co sekcja 191 na fig. 3. Do pierwszej kolumny destylacyjnej doprowadza się wieloskładnikowy strumień zasilający. Zgromadzona na dnie drugiej kolumny destylacyjnej ciecz jest doprowadzana do strefy zamrażania pierwszej kolumny. Para zgromadzona na górze pierwszej kolumny jest doprowadzana do dolnego obszaru drugiej kolumny. Druga kolumna ma taki sam cykl chłodniczy o otwartym obiegu jak pokazany na fig. 3 dla kolumny 190. Z drugiej kolumny destylacyjnej odprowadza się strumień pary, chłodzi go, po czym jego część zawraca się do górnego obszaru drugiej kolumny rozdzielającej.
Przykłady
Przeprowadzono symulowane bilanse masy i energii w celu zilustrowania przykładów wykonania pokazanych na fig. 1 i 3, a uzyskane wyniki przedstawiono, odpowiednio, w tabelach 1 i 2 poniżej. W przypadku danych przedstawionych w tabeli 1 przyjęto, że strumień produktu szczytowego wynosił 100% PLNG (strumień 20 na fig. 1) oraz, że system chłodniczy był kaskadowym systemem propanowo-etylenowym. Dla danych przedstawionych w tabeli 2, przyjęto, że strumienie produktu szczytowego miały 50% PLNG (strumień 126 na fig. 3) i 50% gazu do sprzedaży (strumień 110 na fig. 3).
Dane te uzyskano za pomocą dostępnego na rynku programu symulującego proces nazywanego HYSYS (TM) (można go zakupić w firmie Hyprotech Ltd. z Calgary, Kanada); co nie wyklucza zastosowania dowolnego innego dostępnego na rynku programu symulacyjnego procesu do obróbki danych, w tym, na przykład, HYSlM (TM), PROII (TM) i ASPEN PLUS (Tm), które są powszechnie znane specjalistom w tej dziedzinie techniki. Przedstawione w tabelach dane mają ułatwić zrozumienie przykładów wykonania pokazanych na fig. 1 i 3, ale wynalazku nie należy traktować jako ograniczonego do nich. Temperatur ani natężeń przepływu nie należy uważać za parametry ograniczające wynalazek, który może mieć z przedstawionego tu punktu widzenia wiele odmian temperaturowych i pod względem natężeń przepływu.
Przeprowadzono dodatkową symulację sposobu za pomocą podstawowego schematu przepływu pokazanego na fig. 1 (stosując ten sam skład i temperaturę strumienia zasilającego, który użyto do uzyskania danych z tabeli 1) do wytworzenia konwencjonalnego LNG o ciśnieniu zbliżonym do ciśnienia atmosferycznego i o temperaturze -161°C (-258°F). Konwencjonalny proces LNG z CFZ wymaga znacznie intensywniejszego chłodzenia niż proces CFZ/PLNG przedstawiony na fig. 1. Dla uzyskania chłodzenia wymaganego do wytworzenia LNG w temperaturze -161 °C, system chłodzenia trzeba rozbudować z kaskadowego systemu propanowo-etylenowego do kaskadowego systemu propanowo-etylenowometanowego. Dodatkowo, strumień ten trzeba dalej chłodzić za pomocą metanu oraz trzeba zmniejszyć ciśnienie produktu za pomocą rozprężarki cieczy lub zaworu Joule'a-Thomsona w celu uzyskania produktu LNG o ciśnieniu atmosferycznym lub zbliżonym do atmosferycznego. Z powodu niższych temperatur, należy usunąć z LNG CO2 do poziomu około 50 ppm w celu uniknięcia problemów technologicznych związanych z zamarzaniem CO2 w procesie, a nie do 2% CO2 jak w przedstawionym na fig. 1 procesie CFZ/PLNG
W tabeli 3 pokazano porównanie wymagań dotyczących sprężania chłodziwa do konwencjonalnego procesu LNG i procesu PLNG opisanego w przykładzie symulacyjnym w poprzednim akapicie. Jak widać w tabeli 3, łączna wymagana moc sprężania chłodziwa była o 67% wyższa w przypadku produkcji konwencjonalnego LNG niż w przypadku produkcji PLNG sposobem według wynalazku.
189 829
Osoba o odpowiednich umiejętnościach w tej dziedzinie techniki, zwłaszcza korzystająca z wynalazku, zorientuje się w możliwości dokonania różnorodnych modyfikacji i zmian w opisanych powyżej konkretnych procesach. Na przykład, według wynalazku można użyć różnorodnych temperatur i ciśnień, w zależności od całego systemu konstrukcyjnego oraz od składu gazu zasilającego. Istnieje również możliwość uzupełnienia lub przekonstruowania instalacji chłodniczej podawanego gazu, w zależności od łącznych wymagań konstrukcyjnych w taki sposób, żeby uzyskać optymalne i sprawne warunki wymiany ciepła. Ponadto pewne etapy procesu można zrealizować dodając urządzenia zastępujące wymiennie urządzenia tu pokazane. Na przykład, rozdzielanie i chłodzenie można przeprowadzić w jednym urządzeniu. Jak już wspomniano wcześniej, przedstawionych tu konkretnych przykładów wykonania i przykładów obliczeniowych nie należy traktować jako ograniczające zakres wynalazku.
189 829
Tabela 2 - Zintegrowany CFZ/PLNG z chłodzeniem otwartym
tn
189 829
Tabela 3. Porównania zapotrzebowania energetycznego do sprężania chłodziwa dla CFZ/
189 829
<Μ d
CL
189 829
‘O zl
ODZYSK
KONDENSATU ><
&
n ω < λ; O ta <3
LL
189 829
ιί <
CS] J < H o w < Cs] d
ll
Departament Wydawnictw UP RP. Nakład 50 egz.
Cena 4,00 zł.
Claims (30)
- Zastrzeżenia patentowe1. Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego, zawierającego metan i składnik zamrażalny o względnej lotności mniejszej od metanu, znamienny tym, że doprowadza się wieloskładnikowy strumień zasilający do systemu rozdzielania, w którym znajduje się sekcja zamrażania pracująca przy ciśnieniu powyżej 1380 kPa i w warunkach tworzenia substancji stałej dla składnika zamrażalnego oraz sekcja destylacyjna usytuowana pod sekcją zamrażania, który to system rozdzielania wytwarza strumień pary bogaty w metan i strumień cieczy bogatej w składnik zamrażalny, chłodzi się co najmniej część strumienia pary wytwarzając płynny strumień bogaty w metan, mający temperaturę powyżej -112°C, usuwa się pierwszą część skroplonego strumienia jako strumień skroplonego produktu bogatego w metan, oraz doprowadza się drugą część strumienia skroplonego do systemu rozdzielania ochładzając ten system rozdzielania.
- 2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że ponadto doprowadza się strumień skroplonego produktu do urządzeń magazynowych magazynując go w temperaturze powyżej -112°C.
- 3. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie chłodzenia ponadto spręża się wspomniany strumień pary do strumienia o wysokim ciśnieniu, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia w wymienniku ciepła, oraz rozpręża się ochłodzony', sprężony strumień do niższego ciśnienia, powodując dalsze ochłodzenie sprężonego strumienia oraz powstanie skroplonego strumienia bogatego w metan, mającego temperaturę powyżej -112°C.
- 4. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że chłodzi się sprężony strumień w wymienniku ciepła za pomocą pośredniej wymiany ciepła ze strumieniem pary wytworzonym uprzednio w systemie rozdzielania.
- 5. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że ponadto chłodzi się strumień cieczy wytworzony w systemie rozdzielania poprzez rozprężenie i używa się rozprężony, schłodzony strumień cieczy do chłodzenia sprężonego strumienia za pomocą pośredniej wymiany ciepła.
- 6. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że ponadto reguluje się ciśnienie sprężonego strumienia i ciśnienie rozprężonego strumienia uniemożliwiając tworzenie się substancji stałych w drugiej części skroplonego strumienia doprowadzonego do systemu rozdzielania.
- 7. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że system rozdzielania zawiera pierwszy etap destylacji i drugi etap destylacji, przy czym pierwszy etap destylacji zawiera sekcję destylacyjną i sekcję strefy zamrażania oraz ponadto sposób obejmuje etapy doprowadzania wieloskładnikowego strumienia zasilającego do pierwszego etapu destylacji, doprowadzania strumienia szczytowego pary z sekcji strefy zamrażania do drugiego etapu destylacji, usuwania strumienia pary z drugiego etapu destylacji i chłodzenia strumienia pary wytworzonego w systemie rozdzielania, doprowadzania drugiej części skroplonego ochłodzonego strumienia do drugiego etapu destylacji, usuwania płynnego strumienia dolnego z drugiego etapu destylacji, oraz doprowadzania płynnego strumienia dolnego do sekcji strefy zamrażania pierwszego etapu destylacji.
- 8. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że system rozdzielania zawiera pierwszy etap destylacji, drugi etap destylacji i etap strefy zamrażania pomiędzy pierwszym i drugim etanem destylacii, przy czym druga część skroplonego strumienia donrowadza sie do oierwszego etapu destylacji.
- 9. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że chłodzenie strumienia pary przeprowadza się w wymienniku ciepła chłodzonym przez zamknięty układ chłodzenia.
- 10. Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że w zamkniętym układzie chłodzenia jako dominujące chłodziwo stosuje się propan.
- 11. Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że w zamkniętym układzie chłodzenia stosuje się chłodziwo zawierające metan, etan, propan, butan, pentan, dwutlenek węgla, siarkowodór i azot.189 829
- 12. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że ponadto, przed chłodzeniem co najmniej części strumienia pary wpuszcza się do procesu odparowany gaz powstały w wyniku odparowania skroplonego gazu bogatego w metan.
- 13. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że skraplanie strumienia gazu przeprowadza się za pomocą dwóch zamkniętych cykli chłodzenia w układzie kaskadowym.
- 14. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że wieloskładnikowy strumień gazu z etapu chłodzenia ma ciśnienie powyżej 3100 kPa.
- 15. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że składnikiem zamrażalnym jest dwutlenek węgla.
- 16. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie chłodzenia ponadto spręża się wspomniany strumień pary do strumienia sprężonego, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia w wymienniku ciepła, usuwa się pierwszą część ochłodzonego sprężonego strumienia jako strumień produktu gazowego, oraz rozpręża się drugą część ochłodzonego, sprężonego strumienia do niższego ciśnienia, powodując dalsze ochłodzenie sprężonego strumienia oraz powstanie skroplonego strumienia bogatego w metan, mającego temperaturę powyżej -112°C.
- 17. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie chłodzenia spręża się strumień pary do wyższego ciśnienia, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia pary czynnikiem chłodniczym znajdującym się w strumieniu pary wytworzonym w systemie rozdzielania i rozpręża się ochłodzony sprężony strumień ochładzając dalej ochłodzony sprężony strumień, przy czym rozprężony strumień stanowi głównie skroplony strumień.
- 18. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że ponadto odzyskuje się część sprężonego strumienia pary i chłodzi się pozostałą część strumienia pary zgodnie ze wspomnianym etapem chłodzenia.
- 19. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że strumień pary wytworzony w systemie rozdzielania podgrzewa się przed sprężeniem.
- 20. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że system rozdzielania zawiera pierwszą sekcję destylacyjną, drugą sekcję destylacyjną, znajdującą się poniżej pierwszej sekcji destylacyjnej oraz strefę zamrażania, usytuowaną pomiędzy pierwszą a drugą sekcją destylacyjną, przy czym rozprężony skroplony strumień doprowadza się do pierwszej sekcji destylacyjnej.
- 21. Sposób według zastrz. 20, znamienny tym, że wieloskładnikowy strumień doprowadza się poniżej pierwszej sekcji destylacyjnej.
- 22. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że ponadto usuwa się ciecz z systemu rozdzielania, chłodzi się tę ciecz za pomocą urządzenia rozprężającego oraz co najmniej częściowo odparowuje się tę ciecz poprzez wymianę ciepła ze sprężonym strumieniem pary-.
- 23. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że ponadto usuwa się ciecz z systemu rozdzielania wzbogaconą w składnik zamrażalny, chłodzi się wzbogaconą w składnik zamrażalny ciecz za pomocą urządzenia rozprężającego oraz chłodzi się wieloskładnikowy strumień zasilający przed jego wprowadzeniem do systemu rozdzielania poprzez wymianę ciepła z rozprężoną, wzbogaconą w składnik zamrażalny cieczą.
- 24. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że ponadto chłodzi się wieloskładnikowy strumień za pomocą urządzenia rozprężającego przed jego wprowadzeniem do systemu rozdzielania.
- 25. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że reguluje się ciśnienie strumienia 0 wyższym ciśnieniu i ciśnienie rozprężonego strumienia zapobiegając powstawaniu substancji stałych w strumieniu doprowadzanym do systemu rozdzielania.
- 26. Sposób według zastrz. 17, znamienny tym, że odzyskany strumień skroplonego produktu bogatego w metan ma ciśnienie powyżej 1380 kPa.
- 27. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie chłodzenia spręża się strumień pary do wyższego ciśnienia, chłodzi się co najmniej część sprężonego strumienia pary czynnikiem chłodniczym znajdującym się w strumieniu pary wytworzonym w systemie rozdzielania i rozpręża się ochłodzony sprężony strumień dalej ochładzając ochłodzony sprężony strumień, przy czym rozprężony strumień jest głównie cieczą o ciśnieniu powyżej 1380 kPa 1 w etapie usuwania odzyskuje się z rozprężonego strumienia strumień skroplonego produktu wzbogaconego w metan o ciśnieniu powyżej 1380 kPa.189 829
- 28. Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego zawierającego metan i co najmniej jeden składnik zamrażalny, odznaczającej się temperaturą powyżej -112°C, znamienny tym, że wprowadza się wieloskładnikowy strumień zasilający o ciśnieniu powyżej 1380 kPa do systemu rozdzielania pracującego w warunkach formowania substancji stałej dla składnika zamrażalnego zapewniając bogaty w metan strumień pary oraz strumień cieczy bogaty w składnik, który zakrzepł w systemie rozdzielania, skrapla się strumień pary za pomocą zamkniętego systemu chłodzenia wytwarzając bogatą w metan ciecz o temperaturze powyżej -112°C oraz wprowadza się bogatą w metan ciecz do zbiornika magazynowego do przechowywania jej w temperaturze powyżej -112°C.
- 29. Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że skraplanie strumienia zasilającego przeprowadza się za pomocą zamkniętego systemu chłodzenia.
- 30. Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że przed skropleniem strumienia zasilającego, ponadto łączy się ze strumieniem pary z systemu rozdzielania, odparowany gaz powstały z odparowania skroplonego gazu ziemnego.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US5146097P | 1997-07-01 | 1997-07-01 | |
US8767798P | 1998-06-02 | 1998-06-02 | |
PCT/US1998/013233 WO1999001706A1 (en) | 1997-07-01 | 1998-06-26 | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL337614A1 PL337614A1 (en) | 2000-08-28 |
PL189829B1 true PL189829B1 (pl) | 2005-09-30 |
Family
ID=26729441
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL98337614A PL189829B1 (pl) | 1997-07-01 | 1998-06-26 | Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego |
Country Status (40)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5956971A (pl) |
EP (1) | EP0993585A4 (pl) |
JP (1) | JP4544654B2 (pl) |
KR (1) | KR100338881B1 (pl) |
CN (1) | CN1171063C (pl) |
AR (1) | AR015910A1 (pl) |
AT (1) | AT413600B (pl) |
AU (1) | AU735706B2 (pl) |
BG (1) | BG63828B1 (pl) |
BR (1) | BR9810069A (pl) |
CA (1) | CA2293590C (pl) |
CH (1) | CH694000A5 (pl) |
CO (1) | CO5040203A1 (pl) |
CZ (1) | CZ299017B6 (pl) |
DE (1) | DE19882493T1 (pl) |
DK (1) | DK199901814A (pl) |
DZ (1) | DZ2543A1 (pl) |
ES (1) | ES2214919B1 (pl) |
FI (1) | FI19992789A (pl) |
GB (1) | GB2344414B (pl) |
GE (1) | GEP20022623B (pl) |
HU (1) | HUP0003943A3 (pl) |
ID (1) | ID23875A (pl) |
IL (1) | IL133336A (pl) |
MY (1) | MY114067A (pl) |
NO (1) | NO314960B1 (pl) |
NZ (1) | NZ502041A (pl) |
OA (1) | OA11270A (pl) |
PE (1) | PE43199A1 (pl) |
PL (1) | PL189829B1 (pl) |
RO (1) | RO120220B1 (pl) |
RU (1) | RU2194930C2 (pl) |
SE (1) | SE521587C2 (pl) |
SK (1) | SK178699A3 (pl) |
TN (1) | TNSN98117A1 (pl) |
TR (1) | TR199903337T2 (pl) |
TW (1) | TW366409B (pl) |
UA (1) | UA48312C2 (pl) |
WO (1) | WO1999001706A1 (pl) |
YU (1) | YU70599A (pl) |
Families Citing this family (170)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1999035455A1 (en) | 1998-01-08 | 1999-07-15 | Satish Reddy | Autorefrigeration separation of carbon dioxide |
US6035662A (en) * | 1998-10-13 | 2000-03-14 | Praxair Technology, Inc. | Method and apparatus for enhancing carbon dioxide recovery |
MY117066A (en) | 1998-10-22 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Process for removing a volatile component from natural gas |
MY114649A (en) | 1998-10-22 | 2002-11-30 | Exxon Production Research Co | A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation |
MY115506A (en) | 1998-10-23 | 2003-06-30 | Exxon Production Research Co | Refrigeration process for liquefaction of natural gas. |
MY117068A (en) | 1998-10-23 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas |
TW446800B (en) | 1998-12-18 | 2001-07-21 | Exxon Production Research Co | Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers |
US6237347B1 (en) | 1999-03-31 | 2001-05-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers |
US6205813B1 (en) * | 1999-07-01 | 2001-03-27 | Praxair Technology, Inc. | Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane |
MY122625A (en) | 1999-12-17 | 2006-04-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
US6510706B2 (en) * | 2000-05-31 | 2003-01-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas |
TW573112B (en) | 2001-01-31 | 2004-01-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons |
US6578654B2 (en) * | 2001-04-05 | 2003-06-17 | New Venture Gear, Inc. | Electronically-controlled coupling for all-wheel drive system |
US7591150B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US7637122B2 (en) | 2001-05-04 | 2009-12-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same |
US20070137246A1 (en) * | 2001-05-04 | 2007-06-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium |
US6581409B2 (en) | 2001-05-04 | 2003-06-24 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same |
US7594414B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US7219512B1 (en) | 2001-05-04 | 2007-05-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
UA76750C2 (uk) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Спосіб зрідження природного газу (варіанти) |
BR0210218A (pt) | 2001-06-29 | 2004-06-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método de absorção para recuperar e método para separar componentes de c2+ de uma mistura lìquida pressurizada contendo c1 e c2+ |
US6560988B2 (en) | 2001-07-20 | 2003-05-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities |
JP2005515298A (ja) * | 2002-01-18 | 2005-05-26 | カーティン ユニバーシティ オブ テクノロジー | 凝固性固形物を除去することによりlngを製造する方法および装置 |
US6743829B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-06-01 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
US6751985B2 (en) | 2002-03-20 | 2004-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state |
US6672104B2 (en) * | 2002-03-28 | 2004-01-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas |
JP4138399B2 (ja) * | 2002-08-21 | 2008-08-27 | 三菱重工業株式会社 | 液化天然ガスの製造方法 |
AU2002951005A0 (en) * | 2002-08-27 | 2002-09-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment |
US20040093875A1 (en) * | 2002-11-19 | 2004-05-20 | Moses Minta | Process for converting a methane-rich vapor at one pressure to methane-rich vapor at a higher pressure |
AU2003900534A0 (en) | 2003-02-07 | 2003-02-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream |
FR2851936B1 (fr) * | 2003-03-04 | 2006-12-08 | Procede d'extraction du dioxyde de carbone et du dioxyde de soufre par anti-sublimation en vue de leur stockage | |
CN100513954C (zh) * | 2003-03-27 | 2009-07-15 | Bp北美公司 | 将天然气加工成液体产品的集成处理工艺 |
US20070208432A1 (en) * | 2004-06-18 | 2007-09-06 | Hawrysz Daniel J | Hydrocarbon fluid processing plant design |
EP1807488A1 (en) * | 2004-09-08 | 2007-07-18 | BP Corporation North America Inc. | Method for transporting synthetic products |
US7454923B2 (en) * | 2004-11-12 | 2008-11-25 | Praxair Technology, Inc. | Light component separation from a carbon dioxide mixture |
US20080034789A1 (en) * | 2004-12-03 | 2008-02-14 | Fieler Eleanor R | Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process |
US20060156758A1 (en) * | 2005-01-18 | 2006-07-20 | Hyung-Su An | Operating system of liquefied natural gas ship for sub-cooling and liquefying boil-off gas |
JP5032342B2 (ja) * | 2005-02-24 | 2012-09-26 | ツヴィスター・ベー・ウイ | 天然ガス流を冷却し、冷却流を各種フラクションに分離する方法及びシステム |
WO2006092847A1 (ja) * | 2005-03-01 | 2006-09-08 | Toshihiro Abe | 二酸化炭素の液化方法及び二酸化炭素回収装置 |
EA014193B1 (ru) * | 2005-04-12 | 2010-10-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ ожижения потока природного газа |
US20090217701A1 (en) * | 2005-08-09 | 2009-09-03 | Moses Minta | Natural Gas Liquefaction Process for Ling |
FR2894838B1 (fr) * | 2005-12-21 | 2008-03-14 | Gaz De France Sa | Procede et systeme de capture du dioxyde de carbone present dans des fumees |
WO2007126676A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
EP2047193A2 (en) * | 2006-06-23 | 2009-04-15 | T Baden Hardstaff Limited | Lng production |
US20080016910A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Adam Adrian Brostow | Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
US7516785B2 (en) | 2006-10-13 | 2009-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of developing subsurface freeze zone |
BRPI0719247A2 (pt) * | 2006-10-13 | 2015-06-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método para produzir fluidos de hidrocarbonetos, e, padrão de poço para um programa de produção de fluidos de hidrocarbonetos. |
CN101563524B (zh) | 2006-10-13 | 2013-02-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位加热开发油页岩与开发更深的烃源结合 |
CA2663824C (en) | 2006-10-13 | 2014-08-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
US9121636B2 (en) * | 2006-11-16 | 2015-09-01 | Conocophillips Company | Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility |
WO2008061972A1 (en) * | 2006-11-22 | 2008-05-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for providing uniformity of vapour and liquid phases in a mixed stream |
EP1936307A1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-25 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream |
US8312738B2 (en) * | 2007-01-19 | 2012-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery |
US20100018248A1 (en) * | 2007-01-19 | 2010-01-28 | Eleanor R Fieler | Controlled Freeze Zone Tower |
US7883569B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-02-08 | Donald Leo Stinson | Natural gas processing system |
AU2008227164B2 (en) | 2007-03-22 | 2014-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
US8087460B2 (en) | 2007-03-22 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
US20080264099A1 (en) * | 2007-04-24 | 2008-10-30 | Conocophillips Company | Domestic gas product from an lng facility |
BRPI0810752A2 (pt) | 2007-05-15 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para o aquecimento in situ de uma formação rochosa rica em composto orgânico, para o aquecimento in situ de uma formação alvejada de xisto oleoso e para produzir um fluido de hidrocarboneto, poço aquecedor para o aquecimento in situ de uma formação rochosa rica em composto orgânico alvejada, e, campo para produzir um fluido de hidrocarboneto a partir de uma formação rica em composto orgânico alvejada. |
US8122955B2 (en) | 2007-05-15 | 2012-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
AU2008262537B2 (en) | 2007-05-25 | 2014-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
DE102007032536B4 (de) * | 2007-07-12 | 2013-04-18 | Biogas Süd Entwicklungsgesellschaft OHG | Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von flüssigem und/oder gasförmigem Methan |
US8061413B2 (en) | 2007-09-13 | 2011-11-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing |
US8899074B2 (en) | 2009-10-22 | 2014-12-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams |
US9574713B2 (en) | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers and associated methods |
US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
US8555672B2 (en) | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
US8020406B2 (en) * | 2007-11-05 | 2011-09-20 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas |
US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
BRPI0906940A2 (pt) * | 2008-01-11 | 2015-07-28 | Shell Internacionale Res Mij B V | Processo para remover contaminantes ácidos e hidrocarbonetos de uma corrente de alimentação gasosa, dispositivo, e, processo para liquefazer o gás natural. |
US8973398B2 (en) | 2008-02-27 | 2015-03-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas |
WO2009142803A1 (en) | 2008-05-23 | 2009-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Field management for substantially constant composition gas generation |
AU2009253116B2 (en) * | 2008-05-30 | 2012-10-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Producing purified hydrocarbon gas from a gas stream comprising hydrocarbons and acidic contaminants |
US8381544B2 (en) * | 2008-07-18 | 2013-02-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for liquefaction of natural gas |
US20100107687A1 (en) * | 2008-11-06 | 2010-05-06 | Diki Andrian | Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants |
FR2940413B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2013-01-11 | Air Liquide | Procede de capture du co2 par cryo-condensation |
FR2940414B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2012-10-26 | Air Liquide | Procede de capture du dioxyde de carbone par cryo-condensation |
CA2750405C (en) | 2009-02-23 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
CN102405275B (zh) * | 2009-04-20 | 2015-01-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 从烃气流中去除酸性气体的低温系统和去除酸性气体的方法 |
US8540020B2 (en) | 2009-05-05 | 2013-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources |
WO2011014345A1 (en) * | 2009-07-30 | 2011-02-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream |
CN102575794B (zh) | 2009-07-30 | 2015-09-02 | 推斯特公司 | 锥形节流阀 |
AU2010307274B2 (en) * | 2009-09-09 | 2016-02-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream |
WO2011036581A2 (en) * | 2009-09-28 | 2011-03-31 | Koninklijke Philips Electronics N.V. | System and method for liquefying and storing a fluid |
AT508831B1 (de) * | 2009-10-02 | 2012-09-15 | Ge Jenbacher Gmbh & Co Ohg | Verfahren zur aufbereitung von erdölbegleitgas |
MY159666A (en) * | 2009-11-02 | 2017-01-13 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
NO333898B1 (no) * | 2009-12-22 | 2013-10-14 | Waertsilae Oil & Gas Systems As | Fremgangsmåte og system for lasting av varm cargo |
CA2786574C (en) | 2010-01-22 | 2016-06-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration |
EA025708B1 (ru) | 2010-02-03 | 2017-01-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ отделения способных затвердевать газовых компонентов от технологических газовых потоков с использованием холодной жидкости |
EA021771B1 (ru) * | 2010-03-02 | 2015-08-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения потока газообразных углеводородов с малым содержанием загрязнений |
US20120000242A1 (en) * | 2010-04-22 | 2012-01-05 | Baudat Ned P | Method and apparatus for storing liquefied natural gas |
US20110259044A1 (en) * | 2010-04-22 | 2011-10-27 | Baudat Ned P | Method and apparatus for producing liquefied natural gas |
FR2959512B1 (fr) * | 2010-04-29 | 2012-06-29 | Total Sa | Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone |
KR101666254B1 (ko) * | 2010-06-03 | 2016-10-13 | 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 | 탄화수소 가스 처리공정 |
MY164721A (en) * | 2010-07-30 | 2018-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices |
BR112013000931A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | integridade mecânica de poço para a pirólise in situ |
BR112013001022A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-24 | Exxonmobil Upstream Res Compony | redução de olefina para geração de óleo por pirólise in situ |
WO2012050273A1 (ko) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | 대우조선해양 주식회사 | 가압액화천연가스 생산 방법 및 이에 사용되는 생산 시스템 |
AU2011329613B2 (en) * | 2010-11-19 | 2016-11-24 | Sustainable Energy Solutions, Llc | Systems and methods for separating condensable vapors from gases by direct-contact heat exchange |
US20120168137A1 (en) * | 2011-01-03 | 2012-07-05 | Osvaldo Del Campo | Compressed natural gas (cng) sub-cooling system for cng-filling stations |
AU2012258510B2 (en) | 2011-05-26 | 2016-09-22 | Sustainable Energy Solutions, Llc | Systems and methods for separating condensable vapors from light gases or liquids by recuperative cryogenic processes |
AU2012332851B2 (en) | 2011-11-04 | 2016-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
CA2763081C (en) * | 2011-12-20 | 2019-08-13 | Jose Lourenco | Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants. |
US20140338395A1 (en) * | 2011-12-20 | 2014-11-20 | Exxon Mobil Upstream Research Company | Method of Separating Carbon Dioxide from Liquid Acid Gas Streams |
WO2013100304A1 (ko) * | 2011-12-27 | 2013-07-04 | 대우조선해양 주식회사 | 이산화탄소의 처리 모듈 및 그 처리 방법 |
WO2013142100A1 (en) | 2012-03-21 | 2013-09-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream |
CN102620524B (zh) * | 2012-04-16 | 2014-10-15 | 上海交通大学 | 带凝华脱除co2的级联式天然气带压液化工艺 |
US8770284B2 (en) | 2012-05-04 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
US10655911B2 (en) | 2012-06-20 | 2020-05-19 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path |
KR101341798B1 (ko) * | 2012-08-10 | 2013-12-17 | 한국과학기술원 | 천연가스 액화시스템 |
US20140157822A1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-06-12 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Thermal performing refrigeration cycle |
WO2015060919A1 (en) | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
US9562719B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-02-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower |
WO2015084499A2 (en) * | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of modifying a liquid level during start-up operations |
US9752827B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-09-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower |
MY183946A (en) | 2013-12-06 | 2021-03-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower |
MX363766B (es) | 2013-12-06 | 2019-04-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y dispositivo para separar hidrocarburos y contaminantes con un mecanismo de calentamiento para desestabilizar y/o prevenir la adhesion de solidos. |
CA2924695C (en) | 2013-12-06 | 2018-10-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism |
US9874395B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower |
CA2931409C (en) | 2013-12-06 | 2017-08-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly |
WO2015084496A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating a feed stream using radiation detectors |
US9696086B2 (en) * | 2014-01-28 | 2017-07-04 | Dresser-Rand Company | System and method for the production of liquefied natural gas |
US9504984B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Generating elemental sulfur |
CA2936715C (en) | 2014-04-22 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for starting up a distillation tower |
AU2015272028B2 (en) | 2014-06-11 | 2018-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for separating a feed gas in a column |
SG11201609648TA (en) | 2014-07-08 | 2017-01-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and system for separating fluids in a distillation tower |
WO2016023098A1 (en) | 2014-08-15 | 2016-02-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
AU2015336969B2 (en) | 2014-10-22 | 2018-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower |
SG11201702747VA (en) | 2014-11-17 | 2017-06-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream |
AU2015350481A1 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation |
MX363834B (es) | 2014-12-30 | 2019-04-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Ensamblaje de bandejas de acumulacion y fusion para una torre de destilacion. |
US20160216030A1 (en) | 2015-01-23 | 2016-07-28 | Air Products And Chemicals, Inc. | Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas |
CN107208964B (zh) * | 2015-02-27 | 2020-06-19 | 埃克森美孚上游研究公司 | 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷 |
JP6423297B2 (ja) * | 2015-03-20 | 2018-11-14 | 千代田化工建設株式会社 | Bog処理装置 |
TWI707115B (zh) | 2015-04-10 | 2020-10-11 | 美商圖表能源與化學有限公司 | 混合製冷劑液化系統和方法 |
US10619918B2 (en) | 2015-04-10 | 2020-04-14 | Chart Energy & Chemicals, Inc. | System and method for removing freezing components from a feed gas |
US10274252B2 (en) | 2015-06-22 | 2019-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation |
US10006698B2 (en) * | 2015-07-27 | 2018-06-26 | GE Oil & Gas, Inc. | Using methane rejection to process a natural gas stream |
US11173445B2 (en) | 2015-09-16 | 2021-11-16 | 1304338 Alberta Ltd. | Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG) |
WO2017048346A1 (en) * | 2015-09-18 | 2017-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system |
AU2016327820B2 (en) | 2015-09-24 | 2019-08-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels |
RU2626612C2 (ru) * | 2015-12-16 | 2017-07-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Автономная установка очистки сжиженного природного газа (варианты) |
CN105716372B (zh) * | 2016-03-01 | 2018-05-25 | 神华集团有限责任公司 | 粗煤气脱碳脱硫的方法 |
US10323495B2 (en) | 2016-03-30 | 2019-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery |
US11668522B2 (en) | 2016-07-21 | 2023-06-06 | Air Products And Chemicals, Inc. | Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction |
US10605522B2 (en) * | 2016-09-01 | 2020-03-31 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configurations for LNG liquefaction |
RU2636966C1 (ru) * | 2016-11-14 | 2017-11-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ производства сжиженного природного газа |
US20190099693A1 (en) * | 2017-10-04 | 2019-04-04 | Larry Baxter | Combined Solids-Producing Direct-Contact Exchange and Separations |
CN108151442A (zh) * | 2017-12-04 | 2018-06-12 | 中国科学院理化技术研究所 | 原料气中lng的低温制取系统 |
CN109916136A (zh) * | 2017-12-13 | 2019-06-21 | 中船重工鹏力(南京)超低温技术有限公司 | Bog原料气低温提纯并制取lng的系统 |
RU187598U1 (ru) * | 2017-12-18 | 2019-03-13 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") | Установка частичного сжижения природного газа |
CN110130870A (zh) * | 2018-02-09 | 2019-08-16 | 上海利策科技股份有限公司 | 一种油气田的气体的处理的方法及设备 |
US11378332B2 (en) | 2018-06-29 | 2022-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower |
WO2020005552A1 (en) | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower |
FR3099818B1 (fr) * | 2019-08-05 | 2022-11-04 | Air Liquide | Dispositif de réfrigération et installation et procédé de refroidissement et/ou de liquéfaction |
US11353261B2 (en) * | 2019-10-31 | 2022-06-07 | Air Products And Chemicals, Inc. | Lights removal from carbon dioxide |
RU201895U1 (ru) * | 2020-10-26 | 2021-01-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова» | Устройство для очистки биогаза |
FR3123967B1 (fr) | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec solidification du dioxyde de carbone à l’extérieur de la colonne de distillation. |
FR3123969B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec pré-séparation en amont de la colonne de distillation |
FR3123966B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Installation combinée de séparation cryogénique et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone compris dans un flux de biogaz |
FR3123968B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du CO2 comprenant le soutirage de vapeur d’un étage intermédiaire de la colonne de distillation |
FR3123972B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Méthode de séparation et de liquéfactions de méthane et de dioxyde de carbone avec élimination des impuretés de l’air présente dans le méthane. |
FR3123971B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Purification cryogénique de biogaz avec soutirage à un étage intermédiaire et solidification externe de dioxyde de carbone. |
CN114225446B (zh) * | 2021-12-14 | 2024-05-14 | 天津商业大学 | 一种蒸馏蒸气直接压缩回热的蒸馏装置和方法 |
CN115468379A (zh) * | 2022-08-29 | 2022-12-13 | 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 | 船用氨蒸发气再液化系统 |
Family Cites Families (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3298805A (en) * | 1962-07-25 | 1967-01-17 | Vehoc Corp | Natural gas for transport |
GB997507A (en) * | 1963-11-04 | 1965-07-07 | Couch Internat Methane Ltd | Process for the cold separation of gas mixtures |
US3477509A (en) * | 1968-03-15 | 1969-11-11 | Exxon Research Engineering Co | Underground storage for lng |
US3690114A (en) * | 1969-11-17 | 1972-09-12 | Judson S Swearingen | Refrigeration process for use in liquefication of gases |
IT1038286B (it) * | 1975-05-20 | 1979-11-20 | Snam Progetti | Procedimento per la rimozione della co2 dal gas naturale mediante distillazione |
US4157904A (en) * | 1976-08-09 | 1979-06-12 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4152129A (en) * | 1977-02-04 | 1979-05-01 | Trentham Corporation | Method for separating carbon dioxide from methane |
US4278457A (en) * | 1977-07-14 | 1981-07-14 | Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4284423A (en) * | 1978-02-15 | 1981-08-18 | Exxon Research & Engineering Co. | Separation of carbon dioxide and other acid gas components from hydrocarbon feeds containing admixtures of methane and hydrogen |
DE2820212A1 (de) * | 1978-05-09 | 1979-11-22 | Linde Ag | Verfahren zum verfluessigen von erdgas |
GB2052717B (en) * | 1979-06-26 | 1983-08-10 | British Gas Corp | Storage and transport of liquefiable gases |
US4462814A (en) * | 1979-11-14 | 1984-07-31 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separations of gas mixtures containing methane, carbon dioxide and other components |
US4370156A (en) * | 1981-05-29 | 1983-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures |
JPS57204784A (en) * | 1981-06-12 | 1982-12-15 | Hajime Nishimura | Manufacture of low-temperature liquefied gas |
GB2106623B (en) * | 1981-06-19 | 1984-11-07 | British Gas Corp | Liquifaction and storage of gas |
US4383842A (en) * | 1981-10-01 | 1983-05-17 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separation of methane and carbon dioxide |
US4451274A (en) * | 1981-10-01 | 1984-05-29 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separation of methane and carbon dioxide |
US4449994A (en) * | 1982-01-15 | 1984-05-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low energy process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas |
US4445917A (en) * | 1982-05-10 | 1984-05-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for liquefied natural gas |
US4445916A (en) * | 1982-08-30 | 1984-05-01 | Newton Charles L | Process for liquefying methane |
US4533372A (en) * | 1983-12-23 | 1985-08-06 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone |
US4541852A (en) * | 1984-02-13 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Deep flash LNG cycle |
DE3408760A1 (de) * | 1984-03-09 | 1985-09-12 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zur gewinnung von c(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen |
US4617039A (en) * | 1984-11-19 | 1986-10-14 | Pro-Quip Corporation | Separating hydrocarbon gases |
US4675035A (en) * | 1986-02-24 | 1987-06-23 | Apffel Fred P | Carbon dioxide absorption methanol process |
DE3736502C1 (de) * | 1987-10-28 | 1988-06-09 | Degussa | Vakuumofen zur Waermebehandlung metallischer Werkstuecke |
US4869740A (en) * | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4923493A (en) * | 1988-08-19 | 1990-05-08 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane |
US5062270A (en) * | 1990-08-31 | 1991-11-05 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream |
US5265428A (en) * | 1990-10-05 | 1993-11-30 | Exxon Production Research Company | Bubble cap tray for melting solids and method for using same |
GB9103622D0 (en) * | 1991-02-21 | 1991-04-10 | Ugland Eng | Unprocessed petroleum gas transport |
US5120338A (en) * | 1991-03-14 | 1992-06-09 | Exxon Production Research Company | Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone |
US5157925A (en) * | 1991-09-06 | 1992-10-27 | Exxon Production Research Company | Light end enhanced refrigeration loop |
US5615561A (en) * | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
DE4440407C1 (de) * | 1994-11-11 | 1996-04-04 | Linde Ag | Verfahren zum Gewinnen einer Ethan-reichen Fraktion zum Wiederauffüllen eines Ethan-enthaltenden Kältekreislaufs eines Verfahrens zum Verflüssigen einer kohlenwasserstoffreichen Fraktion |
NO180469B1 (no) * | 1994-12-08 | 1997-05-12 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs |
EP0723125B1 (en) * | 1994-12-09 | 2001-10-24 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho | Gas liquefying method and plant |
US5555748A (en) * | 1995-06-07 | 1996-09-17 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5566554A (en) * | 1995-06-07 | 1996-10-22 | Kti Fish, Inc. | Hydrocarbon gas separation process |
US5664931A (en) * | 1995-08-02 | 1997-09-09 | R. A. Jones & Co., Inc. | Edge lifting end effector |
-
1998
- 1998-06-17 TW TW087109686A patent/TW366409B/zh active
- 1998-06-18 CO CO98034690A patent/CO5040203A1/es unknown
- 1998-06-19 AR ARP980102971A patent/AR015910A1/es active IP Right Grant
- 1998-06-25 PE PE1998000561A patent/PE43199A1/es not_active Application Discontinuation
- 1998-06-26 RO RO99-01378A patent/RO120220B1/ro unknown
- 1998-06-26 CH CH00015/00A patent/CH694000A5/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 EP EP98931595A patent/EP0993585A4/en not_active Withdrawn
- 1998-06-26 GB GB9930048A patent/GB2344414B/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 HU HU0003943A patent/HUP0003943A3/hu unknown
- 1998-06-26 BR BR9810069-6A patent/BR9810069A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 JP JP50724499A patent/JP4544654B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 CZ CZ0456099A patent/CZ299017B6/cs not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 AU AU81679/98A patent/AU735706B2/en not_active Ceased
- 1998-06-26 TR TR1999/03337T patent/TR199903337T2/xx unknown
- 1998-06-26 WO PCT/US1998/013233 patent/WO1999001706A1/en not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 GE GEAP19985114A patent/GEP20022623B/en unknown
- 1998-06-26 DE DE19882493T patent/DE19882493T1/de not_active Withdrawn
- 1998-06-26 ID IDW20000102A patent/ID23875A/id unknown
- 1998-06-26 PL PL98337614A patent/PL189829B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 NZ NZ502041A patent/NZ502041A/en unknown
- 1998-06-26 CN CNB988064359A patent/CN1171063C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 US US09/105,845 patent/US5956971A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 AT AT0908298A patent/AT413600B/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 SK SK1786-99A patent/SK178699A3/sk unknown
- 1998-06-26 UA UA99127084A patent/UA48312C2/uk unknown
- 1998-06-26 RU RU99128052/06A patent/RU2194930C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 IL IL13333698A patent/IL133336A/xx active IP Right Grant
- 1998-06-26 KR KR1019997012530A patent/KR100338881B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 ES ES009950078A patent/ES2214919B1/es not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 CA CA002293590A patent/CA2293590C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-27 MY MYPI98002931A patent/MY114067A/en unknown
- 1998-06-29 TN TNTNSN98117A patent/TNSN98117A1/fr unknown
- 1998-06-30 DZ DZ980153A patent/DZ2543A1/xx active
-
1999
- 1999-12-13 BG BG103999A patent/BG63828B1/bg unknown
- 1999-12-15 SE SE9904584A patent/SE521587C2/sv not_active IP Right Cessation
- 1999-12-17 DK DK199901814A patent/DK199901814A/da not_active Application Discontinuation
- 1999-12-17 OA OA9900292A patent/OA11270A/fr unknown
- 1999-12-27 FI FI992789A patent/FI19992789A/fi not_active IP Right Cessation
- 1999-12-28 YU YU70599A patent/YU70599A/sh unknown
- 1999-12-29 NO NO19996557A patent/NO314960B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PL189829B1 (pl) | Sposób wytwarzania sprężonej cieczy bogatej w metan z wieloskładnikowego strumienia zasilającego | |
KR100338879B1 (ko) | 개선된 천연 가스 액화 방법 | |
AU738861B2 (en) | Improved cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas | |
KR100338880B1 (ko) | 천연 가스의 액화를 위한 다중 성분 냉동 방법 | |
OA11273A (en) | Riser or Hybrid Column for Fluid Transfer | |
MXPA99011351A (en) | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component | |
MXPA99011348A (es) | Proceso mejorado para licuefaccion de gas natural | |
MXPA99011424A (en) | Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas | |
MXPA99011347A (es) | Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
LAPS | Decisions on the lapse of the protection rights |
Effective date: 20060626 |