RU2224192C2 - Способ производства богатой метаном жидкости - Google Patents
Способ производства богатой метаном жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2224192C2 RU2224192C2 RU2001122814/06A RU2001122814A RU2224192C2 RU 2224192 C2 RU2224192 C2 RU 2224192C2 RU 2001122814/06 A RU2001122814/06 A RU 2001122814/06A RU 2001122814 A RU2001122814 A RU 2001122814A RU 2224192 C2 RU2224192 C2 RU 2224192C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- methane
- rich
- pressure
- compressed
- liquid
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 260
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 93
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 47
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 69
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 15
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 13
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 9
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 0 CCC(C)(*CCC(*=CC(C)C)=NC)C(C)* Chemical compound CCC(C)(*CCC(*=CC(C)C)=NC)C(C)* 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic 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
- F25J1/02—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
- F25J1/0221—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 the cold stored in an external cryogenic component in an open 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
- F25J1/0002—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
- F25J1/02—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
- F25J1/0243—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
- 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
- F25J2205/30—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes
-
- 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
- F25J2205/90—Mixing 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
- F25J2210/04—Mixing or blending of fluids with the feed 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
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/62—Liquefied natural gas [LNG]; Natural gas liquids [NGL]; Liquefied petroleum gas [LPG]
-
- 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
- F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
- F25J2215/02—Mixing or blending of fluids to yield a certain product
-
- 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
- F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
-
- 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
- F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
- F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (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
- F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
-
- 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
Abstract
Способ обеспечивает производство сжатого жидкого природного газа, имеющего температуру выше -112oС и давление по существу в точке начала кипения. Подают поток богатой метаном жидкости с температурой ниже -155oС и сжимают до заранее определенного давления. Расширяют поток богатого метаном газа, понижая его давление до заранее определенного. Соединяют поток газа с потоком жидкости, чтобы произвести ожижение потока газа. Использование изобретения позволит усовершенствовать способ получения сжатого сжиженного природного газа. 2 с. и 11 з.п.ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Description
Это изобретение относится к способу производства сжатой богатой метаном жидкости из богатого метаном газа и, более конкретно, к способу производства сжатого сжиженного природного газа (ССПГ) из природного газа.
Предпосылки создания изобретения
Благодаря характеристикам горения - его полноте и удобству, природный газ стал широко использоваться в последние годы. Многие источники природного газа расположены в отдаленных районах на больших расстояниях от любых рынков сбыта газа. Иногда имеется трубопровод для транспортирования полученного природного газа на рынок сбыта. Когда транспортирование по трубопроводу невозможно, полученный природный газ часто перерабатывается в сжиженный природный газ (который называется "СПГ") для транспортирования на рынок сбыта.
Благодаря характеристикам горения - его полноте и удобству, природный газ стал широко использоваться в последние годы. Многие источники природного газа расположены в отдаленных районах на больших расстояниях от любых рынков сбыта газа. Иногда имеется трубопровод для транспортирования полученного природного газа на рынок сбыта. Когда транспортирование по трубопроводу невозможно, полученный природный газ часто перерабатывается в сжиженный природный газ (который называется "СПГ") для транспортирования на рынок сбыта.
Одной из отличительных черт завода для получения СПГ являются большие капиталовложения, требуемые для завода. Оборудование, используемое для сжижения природного газа, в общем, очень дорогое. Завод для сжижения газа сооружается из нескольких основных установок, включающих оборудование для обработки газа для удаления примесей, сжижения, охлаждения, силовое оборудование и оборудование для хранения и отгрузки.
Холодильные установки СПГ являются дорогими, потому что для сжижения природного газа требуется очень большое охлаждение. Типичный поток природного газа поступает на завод СПГ при давлениях от примерно 4830 кПа до примерно 7600 кПа и температурах от примерно 20oС до примерно 40oС. Составы природного газа при атмосферном давлении обычно сжижаются в диапазоне температур между -165oС и -155oС. Это значительное понижение температуры требует значительной холодопроизводительности.
Недавно было предложено производить транспортирование природного газа при температурах выше -112oС и давлениях, достаточных для того, чтобы жидкость находилась при температуре точки начала кипения или ниже нее. Для большинства составов природного газа давление природного газа при температуре выше -112oС находится в диапазоне между примерно 1380 кПа и примерно 4500 кПа. Этот сжатый сжиженный природный газ упоминается как ССПГ в отличие от СПГ, который транспортируется при давлении примерно равном атмосферному и при температуре примерно -162oС. Производство ССПГ требует значительно меньшего охлаждения, чем то, которое требуется для производства СПГ, поскольку ССПГ может быть более, чем на 50oС теплее, чем обычный СПГ при атмосферном давлении. Примеры способов для производства ССПГ описаны в заявках на патенты США 09/099262, 09/099590 и 09/099589 и в предварительной заявке на патент США 60/079642. Учитывая существенные экономические преимущества, связанные с получением и транспортированием ССПГ, существует постоянная потребность в усовершенствованных способах производства ССПГ.
Краткая сущность изобретения
Описан усовершенствованный способ производства из потока сжатого богатого метаном газа потока сжатой богатой метаном жидкости, имеющей температуру выше -112oС и имеющей давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начале кипения или ниже нее. В этом способе подается поток богатой метаном жидкости, имеющей температуру ниже -155oС, и ее давление увеличивается. Сжатый богатый метаном газ, который должен быть ожижен, подается и вводится в поток сжатой богатой метаном жидкости при таком расходе, при котором создается поток богатой метаном жидкости, имеющей температуру выше -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начале кипения или ниже нее.
Описан усовершенствованный способ производства из потока сжатого богатого метаном газа потока сжатой богатой метаном жидкости, имеющей температуру выше -112oС и имеющей давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начале кипения или ниже нее. В этом способе подается поток богатой метаном жидкости, имеющей температуру ниже -155oС, и ее давление увеличивается. Сжатый богатый метаном газ, который должен быть ожижен, подается и вводится в поток сжатой богатой метаном жидкости при таком расходе, при котором создается поток богатой метаном жидкости, имеющей температуру выше -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начале кипения или ниже нее.
В предпочтительном конструктивном исполнении сжатый сжиженный природный газ (ССПГ) производится путем подачи СПГ, имеющего давление, близкое к атмосферному давлению, и поднятия давления СПГ до требуемого давления ССПГ, который должен быть получен в способе. Природный газ подается в способ, и давление регулируется путем либо повышения, либо понижения, если это требуется, чтобы оно было по существу таким же давлением, как у сжатого СПГ. В зависимости от располагаемого давления природного газа, его давление может быть повышено посредством компрессионного устройства, или понижено посредством расширительного устройства, такого как вентиль Джоуля-Томпсона или турбодетандер. Сжатый природный газ затем смешивают со сжатым СПГ при таком расходе, при котором получается ССПГ, имеющий температуру выше -112oС и давление, достаточное для того, чтобы полученная в результате жидкость находилась в точке начале кипения или ниже нее. Природный газ может по выбору охлаждаться перед тем, как он смешивается со сжатым ССПГ посредством любых подходящих охлаждающих устройств. Например, природный газ может охлаждаться посредством теплообмена через стенку со внешней охлаждающей средой посредством расширительного устройства, которое понижает давление природного газа, или посредством теплообмена со сжатым СПГ. Смесь, образованная смешением сжатого СПГ и сжатого природного газа, может по выбору проходить через сепаратор для разделения фаз, чтобы удалить любой газ, который остается несжиженным после смешения. Жидкость, отведенная из сепаратора, затем проходит в соответствующее устройство для хранения при температуре выше -112oС и давлении, достаточном для того, чтобы она находилась в точке начале кипения или ниже нее.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи, которые представляют собой принципиальные схемы потоков в представленных конструктивных исполнениях этого изобретения.
Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи, которые представляют собой принципиальные схемы потоков в представленных конструктивных исполнениях этого изобретения.
Фиг. 1 изображает принципиальную схему одного конструктивного исполнения настоящего изобретения, в котором сжатый природный газ объединяется со сжатым СПГ для производства ССПГ.
Фиг.2 - принципиальная схема другого конструктивного исполнения настоящего изобретения, подобного конструктивному исполнению по фиг.1, за исключением того, что сжатый СПГ и сжатый природный газ проходят через теплообменник перед тем, как они объединяются для производства ССПГ.
Фиг. 3 - принципиальная схема еще одного конструктивного исполнения изобретения, подобного конструктивному исполнению по фиг.1, за исключением того, что жидкая смесь, полученная в результате смешения сжатого СПГ и сжатого природного газа, проходит в сепаратор для разделения фаз, чтобы удалить любой не сжиженный газ.
Чертежи не предназначены для того, чтобы исключить из объема изобретения другие конструктивные исполнения, которые являются результатом обычных и предполагаемых модификаций этих конкретных конструктивных исполнений. Различные требуемые вспомогательные системы, такие как клапаны, смесители потоков и контрольные системы, исключены из чертежей в целях упрощения и ясности представления.
Подробное описание изобретения
В способе по этому изобретению производится поток сжатого богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше -112oС и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее. Этот жидкий продукт иногда упоминается в этом описании как ССПГ. В способе по этому изобретению ССПГ производят путем сжатия богатой метаном жидкости, предпочтительно сжиженного природного газа (СПГ) при давлении, равном атмосферному или близком к нему, до требуемого давления продукта ССПГ, который должен быть получен в способе, и введения в сжатую богатую метаном жидкость сжатого богатого метаном газа, предпочтительно сжатого природного газа. Сжатая богатая метаном жидкость нагревается посредством сжатого природного газа, и богатый метаном газ сжижается посредством сжатой богатой метаном жидкости для производства ССПГ, имеющего температуру выше -112oС и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее.
В способе по этому изобретению производится поток сжатого богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше -112oС и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее. Этот жидкий продукт иногда упоминается в этом описании как ССПГ. В способе по этому изобретению ССПГ производят путем сжатия богатой метаном жидкости, предпочтительно сжиженного природного газа (СПГ) при давлении, равном атмосферному или близком к нему, до требуемого давления продукта ССПГ, который должен быть получен в способе, и введения в сжатую богатую метаном жидкость сжатого богатого метаном газа, предпочтительно сжатого природного газа. Сжатая богатая метаном жидкость нагревается посредством сжатого природного газа, и богатый метаном газ сжижается посредством сжатой богатой метаном жидкости для производства ССПГ, имеющего температуру выше -112oС и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее.
Термин "точка начала кипения", как он использован в этом описании в связи с ССПГ, обозначает температуру и давление, при которых ССПГ начинает превращаться в газ. Например, если определенный объем ССПГ удерживается при постоянном давлении, но его температура повышается, то температура, при которой в ССПГ начинается образование пузырьков газа, является точкой начала кипения. Аналогично, если определенный объем ССПГ удерживается при постоянной температуре, но давление понижается, то давление, при котором начинается образование газа, определяет точку начала кипения. В точке начала кипения сжиженный газ представляет собой насыщенную жидкость. Для большинства составов природного газа давление в точке начала кипения природного газа при температурах выше -112oС будет между примерно 1380 кПа и примерно 4500 кПа. Для данного состава природного газа, имеющего определенную температуру, специалисты в этой области техники могут определить давление в точке начала кипения.
Способ по этому изобретению будет теперь описан со ссылкой на чертежи. Обратимся к фиг.1, на которой СПГ из любого подходящего источника подается в трубопровод 10 и поступает в соответствующий насос 20. СПГ может подаваться, например, по трубопроводу с завода СПГ, из стационарного контейнера для хранения или из транспортного средства, такого как один или более контейнеров на платформе, барже, железнодорожном вагоне или судне. СПГ типично имеет температуру ниже примерно -155oС и более типично имеет температуру примерно -162oС и имеет давление, примерно равное атмосферному давлению. Насос 20 повышает давление СПГ до заранее определенного уровня, который представляет собой требуемое давление для ССПГ, который должен быть получен в способе по этому изобретению. Давление продукта ССПГ достаточно для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее. Давление продукта ССПГ будет поэтому зависеть от температуры и состава продукта ССПГ. Для того, чтобы ССПГ находился при температуре точки начала кипения или ниже нее и имел температуру выше -112oС, давление жидкости, выходящей из насоса 20 по трубопроводу 11, типично будет иметь величину выше 1380 кПа и более типично будет иметь давление в диапазоне между 2400 кПа и 3800 кПа.
Природный газ подается в трубопровод 12 из любого подходящего источника. Природный газ, подходящий для способа по этому изобретению, может содержать природный газ, полученный из скважины сырой нефти (связанный газ), или из газовой скважины (несвязанный газ). Состав природного газа может изменяться значительно. В том смысле, как использовано здесь, поток природного газа содержит метан (C1) как основной компонент. Природный газ типично также содержит этан (С2), высшие углеводороды (С3+) и меньшие количества примесей, таких как вода, двуокись углерода (СO2), сероводород, азот, бутан, углеводороды с шестью или более атомами углерода, грязь, сернистое железо, парафин и сырая нефть. Растворимость этих примесей изменяется в зависимости от температуры, давления и состава. При криогенных температурах СО2, вода и другие примеси могут образовать твердые вещества, которые могут создать проблемы для потока жидкости в оборудовании, связанном с транспортированием и хранением ССПГ. Эти потенциальные трудности могут быть исключены путем удаления таких примесей, если условия, при которых будут образовываться твердые вещества, когда природный газ в трубопроводе 13 смешивается со сжатым СПГ, будут заранее предусмотрены.
В нижеследующем описании изобретения предполагается, что поток природного газа в трубопроводе 12 подвергается соответствующей обработке для удаления сульфидов и двуокиси углерода и сушке для удаления воды с использованием обычных и хорошо известных способов для получения "без примесей, сухого" потока природного газа. Если подаваемый поток природного газа содержит углеводороды, которые могут вымораживаться в способе смешения со сжатым СПГ, или если тяжелые углеводороды нежелательны в ССПГ, тяжелые углеводороды могут быть удалены посредством традиционного способа ректификации в любой точке способа по этому изобретению перед тем, как природный газ смешивается со сжатым СПГ.
Типично подаваемый поток природного газа 12 поступает в способ при давлении выше примерно 1380 кПа, и более типично он поступает при давлении выше примерно 4800 кПа, и обычно он имеет температуру окружающей среды; однако, природный газ может быть при различных давлениях и температурах, если желательно, и способ может быть соответственно модифицирован. Например, если природный газ в трубопроводе 12 имеет давление ниже, чем давление сжатого СПГ в трубопроводе 11, природный газ может быть сжат посредством соответствующих компрессионных устройств (не показаны), которые могут содержать один или более компрессоров. В этом описании способа по изобретению предполагается, что поток природного газа, подаваемый в трубопровод 12, имеет давление по меньшей мере такое высокое, как давление сжатого СПГ в трубопроводе 11.
Сжатый природный газ в трубопроводе 12 предпочтительно проходит в устройство для контроля расхода 21, предназначенное для контроля расхода и/или понижения давления между трубопроводом 12 и трубопроводом 13. Поскольку природный газ типично подается при давлении большем, чем давление СПГ в трубопроводе 11, устройство для контроля расхода 21 может быть турбодетандером, вентилем Джоуля-Томсона или сочетанием обоих устройств, таких как, например вентиль Джоуля-Томсона и турбодетандер параллельно, что обеспечивает возможность использования одного либо обоих - вентиля Джоуля-Томсона и турбодетандера одновременно.Путем использования расширительного устройства, например, вентиля Джоуля-Томсона или турбодетандера для расширения природного газа для того, чтобы понизить его давление, природный газ также охлаждается. Охлаждение природного газа желательно, несмотря на то, что в способе нет требуемой стадии, потому что понижение температуры природного газа перед тем, как он смешивается со сжатым СПГ, может повысить количество полученного ССПГ.
Хотя не требуется при применении этого изобретения, может быть желательно дополнительное охлаждение природного газа посредством добавочных охлаждающих устройств, не показанных на чертежах. Дополнительные охлаждающие устройства могут содержать одну или более теплообменных установок, охлаждаемых посредством обычных холодильных установок или одного или более расширительных устройств, таких как вентили Джоуля-Томсона или турбодетандеры. Оптимальная холодильная установка зависит от возможности искусственного охлаждения, пространственных ограничений при их наличии, соображений по охране окружающей среды и безопасности и желательного количества ССПГ, которое должно быть получено. С точки зрения раскрытия этого изобретения специалисты в области техники обработки газа могут выбрать подходящую охлаждающую установку, принимая во внимание параметры работы способа сжижения.
Богатая метаном жидкость в трубопроводе 11 и природный газ в трубопроводе 13 соединяются или смешиваются для производства объединенного потока жидкости в трубопроводе 14. Жидкость в трубопроводе 14 направляется в соответствующее устройство для хранения 23, например, стационарный контейнер для хранения или соответствующее транспортное средство, например, судно, баржа, подводный резервуар, железнодорожный вагон-резервуар или платформа. В соответствии с применением этого изобретения ССПГ в устройствах для хранения 23 имеет температуру выше примерно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее.
На фиг.2 показано другое конструктивное исполнение изобретения, и в нем и в конструктивных исполнениях, показанных на фиг.1 и 3, части, имеющие одинаковые ссылочные позиции, выполняют одинаковые функции в способе. Специалисты в этой области техники знают, однако, что оборудование для способа при переходе от одного конструктивного исполнения к другому может изменяться в размере и производительности для обработки жидкостей с различными расходами, температурами и составами. Конструктивное исполнение, показанное на фиг. 2, подобно конструктивному исполнению, показанному на фиг.1, за исключением того, что на фиг.2 как сжатый СПГ в трубопроводе 11, так и сжатый газ в трубопроводе 13, проходят в обычный теплообменник 22 для того, чтобы нагреть сжатый СПГ в трубопроводе 11 и дополнительно охладить природный газ в трубопроводе 13 перед тем, как сжатый СПГ и природный газ соединятся (трубопровод 14). Путем охлаждения природного газа сжатым СПГ в теплообменнике 22, СПГ нагревается до температуры, примерно равной температуре сжатого СПГ перед тем, как смешиваются природный газ и сжатый СПГ. Это уменьшит возможность образования твердых веществ из компонентов подаваемого природного газа при более холодной (-162oС) температуре СПГ.
Расход богатых метаном сред, проходящих через трубопроводы 11 и/или 13, должен контролироваться, чтобы получить желаемую температуру ССПГ. Температура ССЛГ должна быть выше -112oС как минимальной температуры и ниже его критической температуры как максимальной температуры. Природный газ, в котором преобладает метан, не может быть ожижен при температуре окружающей среды путем простого увеличения давления, как в случае с более тяжелыми углеводородами, используемыми в целях получения энергии. Критическая температура метана составляет -82,5oС. Это означает, что метан может быть ожижен только при температуре ниже, чем эта температура, независимо от приложенного давления. Так как природный газ является смесью сжиженных газов, он сжижается в широком диапазоне температур. Критическая температура природного газа типично находится между -85oС и -62oС. Эта критическая температура будет теоретически максимальной температурой ССПГ в контейнерах для хранения ССПГ, но предпочтительная температура хранения будет на несколько градусов ниже критической температуры и при более низком давлении, чем критическое давление.
Если количество природного газа в трубопроводе 13 слишком велико по отношению к количеству сжатой жидкости в трубопроводе 11, полученная в результате смесь в трубопроводе 14 будет находиться в точке, которая выше ее точки начала кипения, и по меньшей мере часть жидкости будет в газообразной фазе. С другой стороны, если количество природного газа в трубопроводе 13 слишком мало по отношению к количеству сжатой жидкости в трубопроводе 11, температура объединенного потока (трубопровод 14) будет ниже -112oС. Желательно предотвращение температур ниже -112oС, чтобы исключить воздействие на материалы, используемые при обработке и хранении ССПГ, при температурах ниже расчетной температуры материалов. Значительные преимущества в стоимости могут быть получены путем использования труб, контейнеров и оборудования, изготовленных из материалов, которые имеют расчетную температуру, которая не опускается значительно ниже примерно -112oС. Примеры соответствующих материалов для изготовления, транспортирования и хранения ССПГ приведены в заявках на патенты США 09/099649, 09/099153 и 09/099152.
Поскольку температура СПГ в трубопроводах 10 и 11 составляет примерно -162oС, материалы, используемые в трубопроводах 10 и 11 и насосе 20, должны быть выполнены из материалов, подходящих для подобных криогенных температур. Специалисты в этой области техники должны быть знакомы с материалами, подходящими для конструирования трубопроводов, контейнеров и другого оборудования, используемого в способе по этому изобретению.
На фиг.3 показано другое конструктивное исполнение изобретения, которое подобно конструктивному исполнению, показанному на фиг.1, за исключением того, что объединенные сжатый СПГ и сжатый природный газ в трубопроводе 14 проходят в обычный сепаратор для разделения фаз 24 для того, чтобы удалить любой не сжиженный газ, который остается после того, как природный газ (трубопровод 13) смешается со сжатым СПГ (трубопровод 11). В зависимости от состава природного газа, подаваемого в способ по трубопроводу 12, часть газа после смешения со сжатым СПГ может остаться в газообразном состоянии. Например, газ может быть не полностью ожижен при желаемых температуре и давлении, если природный газ содержит значительные количества компонента, имеющего более низкую точку начала кипения, чем метан, например, азота. Если природный газ, подаваемый в способ (трубопровод 12), содержит азот, газ, отводимый по трубопроводу 16 от сепаратора 24, будет богат азотом, и жидкость, выходящая по трубопроводу 15, будет бедна азотом. Поток газа (трубопровод 16), выходящий из сепаратора 24, может быть выведен из способа для использования в качестве топлива или для дальнейшей переработки. ССПГ, выходящий из сепаратора 24, проходит по трубопроводу 15 в устройства для хранения 23.
В одном применении настоящего изобретения способ может быть использован для получения большего количества сжиженного природного газа, чем проектная производительность завода СПГ с минимальным дополнительным оборудованием. При применении этого изобретения, СПГ, полученный на обычном заводе СПГ, может обеспечить охлаждение, требуемое для сжижения природного газа, тем самым существенно увеличивая количество сжиженного природного газа, которое может быть получено в качестве продукта. В другом применении этого изобретения, в обстоятельствах, в которых только часть производительности завода СПГ требуется для подачи СПГ для традиционного использования, остальная производительность завода СПГ может быть использована для подачи СПГ в способ по этому изобретению. В еще одном применении часть СПГ или весь продукт, доставленный судном на терминал импорта, может быть подан в способ по этому изобретению для производства ССПГ для последующего распределения.
Пример
Моделированные балансы массы и энергии были составлены для того, чтобы проиллюстрировать конструктивное исполнение, показанное на фиг.1, и результаты показаны в таблице, приведенной ниже.
Моделированные балансы массы и энергии были составлены для того, чтобы проиллюстрировать конструктивное исполнение, показанное на фиг.1, и результаты показаны в таблице, приведенной ниже.
Данные были получены с использованием применяемой в промышленности программы моделирования способа, называемой HYSYSТМ (предоставляемой Hypotech Ltd, Калгари, Канада); однако, другие применяемые в промышленности программы моделирования способа могут быть использованы для выработки данных, включая, например, HYSIMТМ, PROIIТМ и ASPEN PLUSТМ, которые хорошо известны специалистам в этой области техники. Данные, приведенные в таблице, представлены для того, чтобы обеспечить лучшее понимание конструктивного исполнения, показанного на чертеже, но изобретение не должно быть истолковано как излишне ограниченное этим. Величины температур и расходов не должны рассматриваться как ограничения изобретения, которое может иметь множество вариантов температур и расходов с точки зрения его изучения. В этом примере устройство для контроля расхода 21 представляло собой вентиль Джоуля-Томсона.
Специалист в этой области техники, в особенности тот, кто может извлечь пользу из изучения этого патента, найдет многие модификации и варианты конкретных способов, описанных выше. Например, различные величины температур и давлений могут быть использованы в соответствии с изобретением в зависимости от общего дизайна установки и состава подаваемого газа. Как изложено выше, конкретные описанные конструктивные исполнения и примеры не должны быть использованы для ограничения или сужения объема изобретения, который определяется приведенными ниже пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.
Claims (13)
1. Способ производства потока сжатого богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше -112°С, из сжатого богатого метаном газа, содержащий следующие стадии: (a) подают богатую метаном жидкость, имеющую температуру ниже примерно -155°С, и сжимают богатую метаном жидкость, и (b) подают сжатый богатый метаном газ и вводят его в сжатую богатую метаном жидкость при таком расходе, при котором производится поток сжатого богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше -112°С и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее.
2. Способ по п.1, в котором давление сжатой богатой метаном жидкости со стадии (а) и давление сжатого богатого метаном газа представляют собой, по существу, одинаковые давления.
3. Способ по п.1, в котором давление сжатого богатого метаном газа, подаваемого в способ, превышает давление сжатой богатой метаном жидкости со стадии (а), и способ дополнительно содержит перед введением сжатого богатого метаном газа в сжатую богатую метаном жидкость со стадии (а) понижение давления сжатого богатого метаном газа до приблизительно того же давления, что и давление сжатой богатой метаном жидкости со стадии (а).
4. Способ по п.1, в котором богатая метаном жидкость со стадии (а) представляет собой сжиженный природный газ при атмосферном или близком к нему давлении.
5. Способ по п.1, в котором сжатый богатый метаном газ представляет собой природный газ.
6. Способ по п.1, в котором сжатый богатый метаном газ и сжатую богатую метаном жидкость направляют в теплообменник для того, чтобы нагреть сжатую богатую метаном жидкость и охладить сжатый богатый метаном газ.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий добавочную стадию, на которой охлаждают сжатый богатый метаном газ перед тем, как его вводят в сжатую богатую метаном жидкость.
8. Способ по п.7, в котором сжатый богатый метаном газ охлаждают путем расширения сжатого богатого метаном газа для уменьшения его давления примерно до давления сжатой богатой метаном жидкости.
9. Способ по п.7, в котором сжатый богатый метаном газ охлаждают путем косвенного теплообмена в устройстве для охлаждения.
10. Способ по п.1, дополнительно содержащий стадию удаления газообразных компонентов на стадии предварительной обработки из сжатого богатого метаном газа, которые образуют твердые вещества при температуре потока сжатого богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше -112°С и имеющего давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась в точке начала кипения или ниже нее.
11. Способ по п.1, дополнительно содержащий добавочную стадию, на которой направляют поток сжатого богатого метаном продукта в сепаратор для разделения фаз для того, чтобы получить поток газа и поток жидкости, и направляют поток жидкости, полученный в сепараторе для разделения фаз, в устройство для хранения.
12. Способ по п.11, дополнительно содержащий добавочную стадию хранения жидкости в устройствах для хранения при температуре выше -112°С и давлении, по существу, равном давлению в точке начала кипения.
13. Способ ожижения потока сжатого природного газа для производства потока сжатого жидкого природного газа, имеющего температуру выше -112°С и давление, по существу, в точке начала кипения, содержащий следующие стадии: (a) подают поток богатой метаном жидкости, имеющий температуру ниже примерно -155°С, (b) сжимают поток богатой метаном жидкости до заранее определенного давления, (c) производят расширение потока богатого метаном газа для того, чтобы понизить его давление до приблизительно такой же величины, как заранее определенное давление, и (d) соединяют поток достаточной величины расширившегося богатого метаном газа с потоком сжатой богатой метаном жидкости для того, чтобы произвести ожижение потока расширившегося газа и получить поток богатого метаном продукта, имеющего температуру выше -112°С и давление, достаточное для того, чтобы жидкость в потоке продукта находилась в точке начала кипения или ниже нее.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11598099P | 1999-01-15 | 1999-01-15 | |
| US60/115,980 | 1999-01-15 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001122814A RU2001122814A (ru) | 2003-05-10 |
| RU2224192C2 true RU2224192C2 (ru) | 2004-02-20 |
Family
ID=22364533
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001122814/06A RU2224192C2 (ru) | 1999-01-15 | 1999-12-17 | Способ производства богатой метаном жидкости |
Country Status (29)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6237364B1 (ru) |
| EP (1) | EP1169601A4 (ru) |
| JP (1) | JP2002535419A (ru) |
| KR (1) | KR20010089834A (ru) |
| CN (1) | CN1102215C (ru) |
| AR (1) | AR021881A1 (ru) |
| AU (1) | AU756734B2 (ru) |
| BG (1) | BG105798A (ru) |
| BR (1) | BR9916909A (ru) |
| CA (1) | CA2358470A1 (ru) |
| CO (1) | CO5111062A1 (ru) |
| EG (1) | EG22006A (ru) |
| ES (1) | ES2222773B1 (ru) |
| GB (1) | GB2363636B (ru) |
| GC (1) | GC0000083A (ru) |
| GE (1) | GEP20043414B (ru) |
| ID (1) | ID29787A (ru) |
| MX (1) | MXPA01007045A (ru) |
| MY (1) | MY123311A (ru) |
| NO (1) | NO20013466L (ru) |
| OA (1) | OA11818A (ru) |
| PE (1) | PE20001103A1 (ru) |
| RU (1) | RU2224192C2 (ru) |
| TN (1) | TNSN99231A1 (ru) |
| TR (1) | TR200102052T2 (ru) |
| TW (1) | TW514704B (ru) |
| UA (1) | UA57872C2 (ru) |
| WO (1) | WO2000042348A1 (ru) |
| YU (1) | YU49434B (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584628C2 (ru) * | 2014-04-23 | 2016-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ подготовки к транспортированию смеси сжиженных углеводородов по магистральным трубопроводам в охлажденном состоянии |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6510706B2 (en) * | 2000-05-31 | 2003-01-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas |
| EP1412682A1 (en) * | 2001-06-29 | 2004-04-28 | ExxonMobil Upstream Research Company | Process for recovering ethane and heavier hydrocarbons from a methane-rich pressurized liquid mixture |
| US6560988B2 (en) | 2001-07-20 | 2003-05-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities |
| US9360249B2 (en) * | 2004-01-16 | 2016-06-07 | Ihi E&C International Corporation | Gas conditioning process for the recovery of LPG/NGL (C2+) from LNG |
| WO2006009646A2 (en) * | 2004-06-18 | 2006-01-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Scalable capacity liquefied natural gas plant |
| US8499581B2 (en) * | 2006-10-06 | 2013-08-06 | Ihi E&C International Corporation | Gas conditioning method and apparatus for the recovery of LPG/NGL(C2+) from LNG |
| US20080307827A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-18 | Hino Yuuko | Method of refining natural gas and natural gas refining system |
| US8973398B2 (en) | 2008-02-27 | 2015-03-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas |
| US8381544B2 (en) * | 2008-07-18 | 2013-02-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for liquefaction of natural gas |
| WO2012050273A1 (ko) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | 대우조선해양 주식회사 | 가압액화천연가스 생산 방법 및 이에 사용되는 생산 시스템 |
| US9316098B2 (en) | 2012-01-26 | 2016-04-19 | Expansion Energy Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
| US8342246B2 (en) | 2012-01-26 | 2013-01-01 | Expansion Energy, Llc | Fracturing systems and methods utilyzing metacritical phase natural gas |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3298805A (en) * | 1962-07-25 | 1967-01-17 | Vehoc Corp | Natural gas for transport |
| US3735600A (en) | 1970-05-11 | 1973-05-29 | Gulf Research Development Co | Apparatus and process for liquefaction of natural gases |
| US3733838A (en) | 1971-12-01 | 1973-05-22 | Chicago Bridge & Iron Co | System for reliquefying boil-off vapor from liquefied gas |
| US3907515A (en) | 1972-10-02 | 1975-09-23 | San Diego Gas & Electric Co | Apparatus for odorizing liquid natural gas |
| GB1472533A (en) | 1973-06-27 | 1977-05-04 | Petrocarbon Dev Ltd | Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas |
| US3861160A (en) | 1973-08-09 | 1975-01-21 | Tenneco Chem | Process for safe storage, handling, and use of acetylene |
| DE2450280A1 (de) * | 1974-10-23 | 1976-04-29 | Linde Ag | Verfahren zum behandeln einer kurzzeitig anfallenden grossen gasmenge |
| US4010622A (en) | 1975-06-18 | 1977-03-08 | Etter Berwyn E | Method of transporting natural gas |
| US4187689A (en) | 1978-09-13 | 1980-02-12 | Chicago Bridge & Iron Company | Apparatus for reliquefying boil-off natural gas from a storage tank |
| US4689962A (en) | 1986-01-17 | 1987-09-01 | The Boc Group, Inc. | Process and apparatus for handling a vaporized gaseous stream of a cryogenic liquid |
| US4697426A (en) | 1986-05-29 | 1987-10-06 | Shell Western E&P Inc. | Choke cooling waxy oil |
| US4727723A (en) | 1987-06-24 | 1988-03-01 | The M. W. Kellogg Company | Method for sub-cooling a normally gaseous hydrocarbon mixture |
| FR2651765B1 (fr) * | 1989-09-08 | 1991-12-13 | Geostock | Procede pour maintenir en deca d'une limite predeterminee la pression au sein d'un stockage de produit en deux phases liquide et vapeur pendant le remplissage de celui-ci et installation de recondensation associee. |
| GB9103622D0 (en) * | 1991-02-21 | 1991-04-10 | Ugland Eng | Unprocessed petroleum gas transport |
| NO180469B1 (no) * | 1994-12-08 | 1997-05-12 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs |
| JP3586501B2 (ja) * | 1995-08-25 | 2004-11-10 | 株式会社神戸製鋼所 | 低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法及び装置 |
| DZ2533A1 (fr) | 1997-06-20 | 2003-03-08 | Exxon Production Research Co | Procédé perfectionné de réfrigération à constituants pour la liquéfaction de gaz naturel. |
| GB9800238D0 (en) | 1998-01-08 | 1998-03-04 | British Gas Plc | Jet extractor compression |
| FR2792707B1 (fr) * | 1999-04-20 | 2001-07-06 | Gaz De France | Procede et dispositif de maintien en froid de reservoirs de stockage ou de transport d'un gaz liquefie |
-
1999
- 1999-11-22 MY MYPI99005080A patent/MY123311A/en unknown
- 1999-11-23 GC GCP1999378 patent/GC0000083A/xx active
- 1999-12-07 TN TNTNSN99231A patent/TNSN99231A1/fr unknown
- 1999-12-13 TW TW088121821A patent/TW514704B/zh not_active IP Right Cessation
- 1999-12-16 PE PE1999001266A patent/PE20001103A1/es not_active Application Discontinuation
- 1999-12-16 US US09/464,986 patent/US6237364B1/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-12-17 TR TR2001/02052T patent/TR200102052T2/xx unknown
- 1999-12-17 RU RU2001122814/06A patent/RU2224192C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-12-17 AU AU21972/00A patent/AU756734B2/en not_active Ceased
- 1999-12-17 UA UA2001085706A patent/UA57872C2/ru unknown
- 1999-12-17 YU YU50501A patent/YU49434B/sh unknown
- 1999-12-17 CO CO99079011A patent/CO5111062A1/es unknown
- 1999-12-17 CA CA002358470A patent/CA2358470A1/en not_active Abandoned
- 1999-12-17 GB GB0118528A patent/GB2363636B/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-12-17 WO PCT/US1999/030256 patent/WO2000042348A1/en not_active Application Discontinuation
- 1999-12-17 AR ARP990106500A patent/AR021881A1/es active IP Right Grant
- 1999-12-17 GE GE4518A patent/GEP20043414B/en unknown
- 1999-12-17 BR BR9916909-6A patent/BR9916909A/pt active Search and Examination
- 1999-12-17 ID IDW00200101757A patent/ID29787A/id unknown
- 1999-12-17 JP JP2000593886A patent/JP2002535419A/ja active Pending
- 1999-12-17 CN CN99815613A patent/CN1102215C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1999-12-17 KR KR1020017008902A patent/KR20010089834A/ko not_active Application Discontinuation
- 1999-12-17 ES ES200150062A patent/ES2222773B1/es not_active Withdrawn - After Issue
- 1999-12-17 EP EP99966437A patent/EP1169601A4/en not_active Withdrawn
- 1999-12-17 OA OA1200100184A patent/OA11818A/en unknown
- 1999-12-17 MX MXPA01007045A patent/MXPA01007045A/es not_active Application Discontinuation
- 1999-12-18 EG EG161799A patent/EG22006A/xx active
-
2001
- 2001-07-12 NO NO20013466A patent/NO20013466L/no not_active Application Discontinuation
- 2001-08-09 BG BG105798A patent/BG105798A/xx unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584628C2 (ru) * | 2014-04-23 | 2016-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ подготовки к транспортированию смеси сжиженных углеводородов по магистральным трубопроводам в охлажденном состоянии |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2228486C2 (ru) | Способ транспортировки сжиженного природного газа | |
| CN1102213C (zh) | 将加压液态天然气的加压气化气再液化的方法 | |
| CN1993593B (zh) | 天然气的液化方法 | |
| US6250244B1 (en) | Liquefaction apparatus | |
| KR100338879B1 (ko) | 개선된 천연 가스 액화 방법 | |
| US6539747B2 (en) | Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons | |
| US6672104B2 (en) | Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas | |
| US20080264076A1 (en) | System and method for recovering and liquefying boil-off gas | |
| RU2224192C2 (ru) | Способ производства богатой метаном жидкости | |
| CN104913592A (zh) | 一种小型天然气的液化工艺 | |
| CN204678800U (zh) | 一种小型天然气的液化装置 | |
| WO2017121751A1 (en) | Method and plant for liquefaction of pre-processed natural gas | |
| KR101383081B1 (ko) | 탄화수소 스트림을 액화시키는 방법 및 장치 | |
| KR20160149399A (ko) | 저장탱크를 포함하는 선박 | |
| KR20160142522A (ko) | 저장탱크를 포함하는 선박 | |
| AU4261000A (en) | Liquefaction apparatus |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061218 |