RU2001113736A - Способ транспортировки сжиженного природного газа - Google Patents
Способ транспортировки сжиженного природного газаInfo
- Publication number
- RU2001113736A RU2001113736A RU2001113736/06A RU2001113736A RU2001113736A RU 2001113736 A RU2001113736 A RU 2001113736A RU 2001113736/06 A RU2001113736/06 A RU 2001113736/06A RU 2001113736 A RU2001113736 A RU 2001113736A RU 2001113736 A RU2001113736 A RU 2001113736A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- pressure
- gas
- steam stream
- heat exchanger
- Prior art date
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 16
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims 16
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 15
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims 5
- 238000009376 nuclear reprocessing Methods 0.000 claims 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 3
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims 2
- 230000000977 initiatory Effects 0.000 claims 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 claims 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
Claims (22)
1. Способ транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном, включающий следующие операции: (a) подачу газа в трубопровод при давлении на входе, которое по существу выше давления газа на выходе из трубопровода, при этом осуществляют снижение температуры газа в результате эффекта Джоуля-Томсона, вызванного падением давления в трубопроводе, (b) регулирование давления на входе для достижения заранее заданного давления на выходе трубопровода, (c) сжижение газа, выходящего из трубопровода, для получения сжиженного газа, имеющего температуру свыше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при температуре начала ее кипения или при температуре ниже точки начала кипения, и (d) дальнейшую транспортировку сжиженного природного газа под давлением в необходимом контейнере.
2. Способ по п. 1, в котором газ, выходящий из трубопровода, имеет температуру в интервале от приблизительно -29oС до приблизительно -73oС и давление приблизительно 3450-10340 кПа.
3. Способ по п. 2, в котором температура газа находится в интервале от приблизительно -29oС до приблизительно -62oС.
4. Способ по п. 2, в котором давление газа находится в диапазоне от 3450 до 4137 кПа.
5. Способ по п. 1, включающий перед операцией (а) дополнительные операции сжатия газа до заранее заданного давления и последующего охлаждения газа с помощью холодильной установки с замкнутым циклом.
6. Способ по п. 1, включающий после операции (b) и перед операцией (с) дополнительную операцию охлаждения газа, выходящего из трубопровода.
7. Способ по п. 6, в котором дополнительная операция охлаждения включает охлаждение выходящего газа с помощью холодильной установки с замкнутым циклом и последующее расширение газа, охлажденного с помощью холодильной установки с замкнутым циклом, для снижения давления и дополнительного снижения температуры.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий транспортирование сжиженного газа под давлением посредством судна.
9. Способ по п. 1, в котором газ представляет собой природный газ.
10. Способ по п. 1, в котором газ, выходящий из трубопровода, по существу является свободным от диоксида углерода.
11. Способ по п. 1, в котором газ, подаваемый в трубопровод, по существу является свободным от углеводородов, имеющих более двух атомов углерода.
12. Способ по п. 2, в котором сжижение выходящего из трубопровода газа в операции (с) включает следующие операции: (a) введение газа, выходящего из трубопровода, в первую установку для разделения фаз для образования первого потока жидкости и первого потока пара, (b) регулирование давления потока жидкости до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению третьей установки для разделения фаз по операции (1), (c) подачу потока жидкости с отрегулированным давлением в третью установку для разделения фаз, (d) пропускание первого потока пара через первый теплообменник для осуществления нагрева первого потока пара, (e) сжатие и охлаждение первого потока пара, (f) пропускание сжатого и охлажденного первого потока пара через первый теплообменник для дополнительного охлаждения сжатого первого потока пара, (g) пропускание сжатого первого потока пара в операции (f) через второй теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара в еще большей степени; (h) расширение потока пара в операции (g) для снижения давления и уменьшения температуры, (i) подачу расширенного потока во вторую установку для разделения фаз для образования второго потока пара и второго потока жидкости, (j) возвращение второго потока пара обратно в первую установку для разделения фаз для повторной обработки, (k) расширение второго потока жидкости для дополнительного снижения давления и снижения температуры, (l) подачу второго потока жидкости в третью установку для разделения фаз для образования третьего потока пара и потока жидкого продукта, имеющего температуру свыше приблизительно -112oС и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при температуре начала ее кипения или при температуре ниже точки начала кипения, (m) пропускание третьего потока пара через второй теплообменник для обеспечения охлаждения во втором теплообменнике, и (n) пропускание третьего потока пара через третий теплообменник, сжатие третьего потока пара до создания давления, приблизительно равного рабочему давлению первой установки для разделения фаз, охлаждение сжатого третьего потока пара и пропускание охлажденного сжатого третьего потока пара через третий теплообменник и подачу сжатого третьего потока пара в первую установку для разделения фаз для повторной обработки.
13. Способ по п. 12, дополнительно включающий охлаждение первого потока пара в операции (е) посредством косвенного теплообмена с водой или воздухом.
14. Способ по п. 12, дополнительно включающий выполняемую после пропускания третьего потока пара в операции (n) через третий теплообменник, дополнительную операцию отвода части третьего потока пара в качестве топлива.
15. Способ по п. 12, дополнительно включающий отвод части второго потока пара в операции (с) и пропускание отведенного потока пара через второй теплообменник и третий теплообменник для нагрева отведенного потока пара, и удаление нагретого отведенного потока пара в качестве топлива.
16. Способ по п. 12 включающий перед операцией (а) дополнительную операцию охлаждения потока газа, выходящего из трубопровода.
17. Способ по п. 12, в котором поток газа содержит метан и углеводородные компоненты, более тяжелые по сравнению с метаном, включающий перед операцией (а) дополнительную операцию удаления большей части более тяжелых углеводородов посредством фракционирования.
18. Способ по п. 12, который включает дополнительную операцию введения в третий поток пара паров под давлением, образовавшихся в результате испарения сжиженного природного газа.
19. Способ по п. 18, в котором пары, выделившиеся при испарении и находящиеся под давлением, имеют давление свыше 1723,7 кПа и температуру свыше -112oС.
20. Способ транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном, под давлением, включающий следующие операции: (a) охлаждение, по меньшей мере, части потока богатого метаном газа посредством пропускания этой части через, по меньшей мере, один теплообменник, охлаждаемый с помощью холодильной установки с замкнутым циклом, (b) дополнительное охлаждение подаваемого потока за счет расширения его в трубопроводе при снижении давления, (c) сжижение охлажденного газа в операции (b) в установке для сжижения для получения сжиженного газа, имеющего температуру свыше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при температуре начала ее кипения или при температуре ниже точки начала кипения; и (d) дальнейшую транспортировку сжиженного газа, полученного в операции (с), в подходимом контейнере.
21. Способ транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном, под давлением, имеющего температуру от приблизительно -29oС до приблизительно -73oС и давление приблизительно 1380-6895 кПа, включающий следующие операции: (а) введение потока газа под давлением в первую установку для разделения фаз для образования первого потока жидкости и первого потока пара, (b) регулирование давления потока жидкости до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению третьей установки для разделения фаз в операции (1), (c) подачу потока жидкости с отрегулированным давлением в третью установку для разделения фаз, (d) пропускание первого потока пара через первый теплообменник, для осуществления нагрева первого потока пара, (e) сжатие и охлаждение первого потока пара, (f) пропускание сжатого первого потока пара через первый теплообменник для дополнительного охлаждения сжатого первого потока пара, (g) пропускание сжатого потока пара через второй теплообменник для дополнительного охлаждения первого потока пара в еще большей степени, (h) расширение потока пара в операции (g) для снижения давления и уменьшения температуры, (i) подачу расширенного потока во вторую установку для разделения фаз для образования второго потока пара и второго потока жидкости, (j) возвращение второго потока пара обратно в первую установку для разделения фаз для повторной обработки, (k) расширение второго потока жидкости для дополнительного снижения давления и снижения температуры, (l) подачу второго потока жидкости в третью установку для разделения фаз для образования третьего потока пара и потока жидкого продукта, имеющего температуру свыше приблизительно -112oС и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при температуре начала ее кипения или при температуре ниже точки начала кипения, (m) пропускание третьего потока пара через второй теплообменник для обеспечения охлаждения во втором теплообменнике, и (n) пропускание третьего потока пара через третий теплообменник, сжатие третьего потока пара до достижения давления, приблизительно равного рабочему давлению первой установки для разделения фаз, охлаждение сжатого третьего потока пара и пропускание охлажденного сжатого третьего потока пара через третий теплообменник и подачу сжатого третьего потока пара в первую установку для разделения фаз для повторной обработки.
22. Способ по п. 21, дополнительно включающий перед операцией (а) расширение потока газа под давлением до более низкого давления для образования потока газа и жидкого продукта, имеющего температуру от приблизительно -112oС до приблизительно -73oС.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10546298P | 1998-10-23 | 1998-10-23 | |
| US60/105,462 | 1998-10-23 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001113736A true RU2001113736A (ru) | 2003-02-20 |
| RU2228486C2 RU2228486C2 (ru) | 2004-05-10 |
Family
ID=22305987
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001113736/06A RU2228486C2 (ru) | 1998-10-23 | 1999-10-22 | Способ транспортировки сжиженного природного газа |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6209350B1 (ru) |
| AR (1) | AR020936A1 (ru) |
| AU (1) | AU1129900A (ru) |
| CA (1) | CA2346966A1 (ru) |
| CO (1) | CO5100986A1 (ru) |
| DZ (1) | DZ2921A1 (ru) |
| EG (1) | EG22284A (ru) |
| MY (1) | MY115506A (ru) |
| NO (1) | NO320741B1 (ru) |
| PE (1) | PE20000826A1 (ru) |
| RU (1) | RU2228486C2 (ru) |
| TN (1) | TNSN99195A1 (ru) |
| WO (1) | WO2000025060A1 (ru) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6513338B1 (en) * | 1998-05-12 | 2003-02-04 | Messer Griesheim Gmbh | Refrigerant mixture for a mixture-throttling process |
| 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 |
| US6715914B1 (en) * | 2002-06-26 | 2004-04-06 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Apparatus and method for thermal performance testing of pipelines and piping systems |
| US7155918B1 (en) * | 2003-07-10 | 2007-01-02 | Atp Oil & Gas Corporation | System for processing and transporting compressed natural gas |
| US20070130991A1 (en) * | 2005-12-14 | 2007-06-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Liquefaction of associated gas at moderate conditions |
| CA2645564A1 (en) * | 2006-03-21 | 2007-09-27 | Christopher E. Schimp | Method and apparatus for recovering and transporting methane gas |
| US8523481B2 (en) * | 2006-03-21 | 2013-09-03 | Compressed Energy Systems Llc | Method and apparatus for recovering, transporting, and using methane gas |
| EP2047193A2 (en) * | 2006-06-23 | 2009-04-15 | T Baden Hardstaff Limited | Lng production |
| US20100000251A1 (en) * | 2006-07-13 | 2010-01-07 | Michiel Gijsbert Van Aken | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream |
| WO2008070017A2 (en) * | 2006-12-04 | 2008-06-12 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for adjusting heating value of lng |
| IT1400370B1 (it) * | 2010-05-31 | 2013-05-31 | Nuova Pignone S R L | Metodo e dispositivo per recuperare gas naturali liquefatti ngl |
| MX345401B (es) * | 2010-10-26 | 2017-01-30 | Natubhai Patel Kirtikumar | Proceso para la separación y recuperación de ngls de corrientes de hidrocarburos. |
| CN104204698B (zh) * | 2012-03-30 | 2017-09-08 | 埃克森美孚上游研究公司 | 液化天然气形成 |
| US9573428B2 (en) | 2012-07-13 | 2017-02-21 | Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc | Valve assemblies and methods of inflating or deflating a tyre |
| EP2713127A1 (de) * | 2012-09-28 | 2014-04-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Erdgasverflüssigung |
| WO2014086413A1 (en) | 2012-12-05 | 2014-06-12 | Blue Wave Co S.A. | Integrated and improved system for sea transportation of compressed natural gas in vessels, including multiple treatment steps for lowering the temperature of the combined cooling and chilling type |
| CN103175379B (zh) * | 2013-03-18 | 2015-10-14 | 上海交通大学 | 利用管道压力能制备液化天然气的装置及使用方法 |
| WO2015103018A1 (en) | 2014-01-03 | 2015-07-09 | Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc | Assembly for a central tire inflation system |
| JP6399564B2 (ja) | 2014-06-30 | 2018-10-03 | ダナ ヘビー ビーイクル システィムズ グループ、エルエルシー | タイヤ空気圧管理システム用のバルブアセンブリ |
| US10625542B2 (en) | 2015-04-27 | 2020-04-21 | Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc | Tire pressure management system and method of decreasing tire pressure |
| CN106194733B (zh) * | 2015-04-29 | 2018-01-05 | 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 | 压缩机防腐蚀系统及其防腐蚀方法 |
| TWI608206B (zh) | 2015-07-15 | 2017-12-11 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統 |
| US10843511B2 (en) | 2015-08-06 | 2020-11-24 | Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc | Channel valve assembly for a tire pressure management system |
| WO2017024222A1 (en) | 2015-08-06 | 2017-02-09 | Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc | Control and supply valve assembly for a tire pressure management system |
| ITUB20154162A1 (it) * | 2015-10-01 | 2017-04-01 | Aerides S R L | Impianto, apparato e procedimento per la produzione di metano liquido. |
| US10214059B2 (en) | 2015-10-16 | 2019-02-26 | Dana Heavy Vehicle Systems Group, Llc | Tire pressure management system and method of decreasing tire pressure |
| US20170198966A1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-07-13 | GE Oil & Gas, Inc. | Reducing refrigeration duty on a refrigeration unit in a gas processing system |
| CN108698453A (zh) | 2016-01-29 | 2018-10-23 | 德纳重型车辆系统集团有限责任公司 | 用于轮胎充气系统的组件 |
| JP6858267B2 (ja) | 2017-02-24 | 2021-04-14 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 二重目的ｌｎｇ／ｌｉｎ貯蔵タンクのパージ方法 |
| RU2639441C1 (ru) * | 2017-05-10 | 2017-12-21 | Владимир Иванович Савичев | Способ транспортировки углеводородного газа в сверхкритическом состоянии |
| TWM572423U (zh) * | 2017-11-21 | 2019-01-01 | 法商液態空氣喬治斯克勞帝方法研究開發股份有限公司 | 蒸發氣體再冷凝裝置及具備其的液化天然氣供給系統 |
| JP7026490B2 (ja) * | 2017-11-21 | 2022-02-28 | レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード | Ｂｏｇ再凝縮装置およびそれを備えるｌｎｇ貯蔵システム。 |
| EA038638B1 (ru) * | 2019-01-28 | 2021-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Способ газоснабжения природным газом |
| US11542439B1 (en) | 2022-07-06 | 2023-01-03 | Energy And Environmental Research Center Foundation | Recycling gaseous hydrocarbons |
Family Cites Families (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2958205A (en) | 1958-10-22 | 1960-11-01 | Sun Oil Co | Transportation of normally gaseous fluids in pipe line system |
| US3298805A (en) | 1962-07-25 | 1967-01-17 | Vehoc Corp | Natural gas for transport |
| US3433026A (en) | 1966-11-07 | 1969-03-18 | Judson S Swearingen | Staged isenthalpic-isentropic expansion of gas from a pressurized liquefied state to a terminal storage state |
| US3477509A (en) | 1968-03-15 | 1969-11-11 | Exxon Research Engineering Co | Underground storage for lng |
| US3677019A (en) | 1969-08-01 | 1972-07-18 | Union Carbide Corp | Gas liquefaction process and apparatus |
| US3735600A (en) | 1970-05-11 | 1973-05-29 | Gulf Research Development Co | Apparatus and process for liquefaction of natural gases |
| US3990256A (en) | 1971-03-29 | 1976-11-09 | Exxon Research And Engineering Company | Method of transporting gas |
| US3724226A (en) | 1971-04-20 | 1973-04-03 | Gulf Research Development Co | Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification |
| JPS5224818Y2 (ru) | 1971-10-26 | 1977-06-06 | ||
| US4157904A (en) | 1976-08-09 | 1979-06-12 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| NL7807184A (nl) | 1977-07-18 | 1979-01-22 | Caloric Ges Apparatebau | Werkwijze en installatie voor het transporteren van reele gassen, in het bijzonder aardgas. |
| GB2052717B (en) | 1979-06-26 | 1983-08-10 | British Gas Corp | Storage and transport of liquefiable gases |
| US4456459A (en) | 1983-01-07 | 1984-06-26 | Mobil Oil Corporation | Arrangement and method for the production of liquid natural gas |
| US4548629A (en) | 1983-10-11 | 1985-10-22 | Exxon Production Research Co. | Process for the liquefaction of natural gas |
| US4541852A (en) | 1984-02-13 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Deep flash LNG cycle |
| GB8418840D0 (en) | 1984-07-24 | 1984-08-30 | Boc Group Plc | Gas refrigeration |
| US4718459A (en) | 1986-02-13 | 1988-01-12 | Exxon Production Research Company | Underwater cryogenic pipeline system |
| US4687499A (en) | 1986-04-01 | 1987-08-18 | Mcdermott International Inc. | Process for separating hydrocarbon gas constituents |
| US4698081A (en) | 1986-04-01 | 1987-10-06 | Mcdermott International, Inc. | Process for separating hydrocarbon gas constituents utilizing a fractionator |
| US4778497A (en) | 1987-06-02 | 1988-10-18 | Union Carbide Corporation | Process to produce liquid cryogen |
| US5036671A (en) | 1990-02-06 | 1991-08-06 | Liquid Air Engineering Company | Method of liquefying natural gas |
| GB9103622D0 (en) | 1991-02-21 | 1991-04-10 | Ugland Eng | Unprocessed petroleum gas transport |
| DE4223160C2 (de) | 1992-07-10 | 1998-02-12 | Mannesmann Ag | Verfahren und Anlage zur Verdichtung von Gas |
| JPH06159928A (ja) | 1992-11-20 | 1994-06-07 | Chiyoda Corp | 天然ガス液化方法 |
| FR2714722B1 (fr) | 1993-12-30 | 1997-11-21 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel. |
| US5442934A (en) | 1994-04-13 | 1995-08-22 | Atlantic Richfield Company | Chilled gas transmission system and method |
| US5473900A (en) | 1994-04-29 | 1995-12-12 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for liquefaction of natural gas |
| US5615561A (en) | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
| NO180469B1 (no) | 1994-12-08 | 1997-05-12 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs |
| MY117899A (en) | 1995-06-23 | 2004-08-30 | Shell Int Research | Method of liquefying and treating a natural gas. |
| US5916260A (en) | 1995-10-05 | 1999-06-29 | Bhp Petroleum Pty Ltd. | Liquefaction process |
| US5524456A (en) * | 1995-10-20 | 1996-06-11 | Public Service Marine Inc. | Pressure tank recycle system |
| DE19609489A1 (de) | 1996-03-11 | 1997-09-18 | Linde Ag | Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung eines tiefsiedenden Gases |
| US5669234A (en) | 1996-07-16 | 1997-09-23 | Phillips Petroleum Company | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process |
| FR2752050B1 (fr) * | 1996-08-05 | 1998-09-11 | Air Liquide | Procede et installation de reliquefaction d'helium gazeux |
| US5755114A (en) | 1997-01-06 | 1998-05-26 | Abb Randall Corporation | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process |
| US5836173A (en) | 1997-05-01 | 1998-11-17 | Praxair Technology, Inc. | System for producing cryogenic liquid |
| DZ2533A1 (fr) | 1997-06-20 | 2003-03-08 | Exxon Production Research Co | Procédé perfectionné de réfrigération à constituants pour la liquéfaction de gaz naturel. |
| TW366409B (en) | 1997-07-01 | 1999-08-11 | Exxon Production Research Co | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component |
-
1999
- 1999-10-04 MY MYPI99004264A patent/MY115506A/en unknown
- 1999-10-18 TN TNTNSN99195A patent/TNSN99195A1/fr unknown
- 1999-10-19 CO CO99065981A patent/CO5100986A1/es unknown
- 1999-10-20 DZ DZ990221A patent/DZ2921A1/xx active
- 1999-10-20 EG EG130499A patent/EG22284A/xx active
- 1999-10-20 PE PE1999001059A patent/PE20000826A1/es not_active Application Discontinuation
- 1999-10-21 US US09/422,089 patent/US6209350B1/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-10-22 WO PCT/US1999/024724 patent/WO2000025060A1/en active Application Filing
- 1999-10-22 RU RU2001113736/06A patent/RU2228486C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-10-22 AR ARP990105335A patent/AR020936A1/es active IP Right Grant
- 1999-10-22 CA CA002346966A patent/CA2346966A1/en not_active Abandoned
- 1999-10-22 AU AU11299/00A patent/AU1129900A/en not_active Abandoned
-
2001
- 2001-04-19 NO NO20011939A patent/NO320741B1/no unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2001113736A (ru) | Способ транспортировки сжиженного природного газа | |
| RU2194930C2 (ru) | Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент | |
| AU2016292348B9 (en) | Increasing efficiency in an LNG production system by pre-cooling a natural gas feed stream | |
| CA3029950C (en) | System and method for liquefaction of natural gas | |
| JP6539405B2 (ja) | 温室効果ガス除去を備えた液化天然ガス生産システム及び方法 | |
| EP2229567B1 (en) | Method for regulation of cooling capacity of a cooling system based on a gas expansion process. | |
| RU99127334A (ru) | Усовершенствованный способ сжижения природного газа | |
| RU2195611C2 (ru) | Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа | |
| RU2362954C2 (ru) | Очистка сжиженного природного газа | |
| RU99127333A (ru) | Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа | |
| CN112747563B (zh) | 混合制冷剂液化系统和方法 | |
| RU99128052A (ru) | Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент | |
| JP5547967B2 (ja) | 液化天然ガスの製造システムおよびその方法 | |
| TWI390167B (zh) | 液化天然氣流之方法和裝置 | |
| JP2022046685A5 (ru) | ||
| RU99128051A (ru) | Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа | |
| KR20010014040A (ko) | 천연 가스를 액화시키기 위한 개선된 캐스케이드 냉각방법 | |
| RU2382301C1 (ru) | Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа | |
| RU2002118819A (ru) | Способ ожижения природного газа путем охлаждения за счет расширения | |
| RU2001113730A (ru) | Способ удаления летучих компонентов из природного газа | |
| EA011523B1 (ru) | Способ извлечения газоконденсатных жидкостей и устройство для его реализации | |
| JP2008503607A (ja) | 天然ガス液化方法及び装置、そのコンピューターシミュレーション処理、液化天然ガス生成物 | |
| RU2008142000A (ru) | Способ для сжижения углеводородного потока и устройство для его осуществления | |
| RU2011142916A (ru) | Способ обработки загрузочного природного газа для получения обработанного природного газа и фракции углеводородов с5 + и соответствующая установка | |
| JP7369163B2 (ja) | 液化システム |