RU2577904C1 - Method of transporting gas in liquefied state - Google Patents
Method of transporting gas in liquefied state Download PDFInfo
- Publication number
- RU2577904C1 RU2577904C1 RU2015107362/06A RU2015107362A RU2577904C1 RU 2577904 C1 RU2577904 C1 RU 2577904C1 RU 2015107362/06 A RU2015107362/06 A RU 2015107362/06A RU 2015107362 A RU2015107362 A RU 2015107362A RU 2577904 C1 RU2577904 C1 RU 2577904C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- temperature
- pipeline
- transporting
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способу транспортировки сжиженных природных газов на значительные расстояния от источника к потребителю.The invention relates to a fuel and energy complex, in particular, to a method for transporting liquefied natural gases over significant distances from a source to a consumer.
Базовой технологией транспорта и распределения природного газа является система трубопроводов под давлением. Альтернативная технология транспорта природного газа в сжиженном состоянии заключается в переводе путем охлаждения природного газа в сжиженное состояние при температуре порядка -160°C и атмосферном давлении, при этом его объем уменьшается в 600 раз. Несмотря на очевидные преимущества, транспортировка сжиженного природного газа (СПГ) имеет недостатки. Сжижение газа до криогенных температур требует значительных холодильных мощностей, превышающих по стоимости строительство танкерного флота, необходимого для перевозки полученного СПГ. В ситуации, когда речь идет о многолетних поставках природного газа в объеме до сотни млрд м3/год, строительство магистральных трубопроводов с высокой пропускной способностью предоставляет экономически эффективный и технологически наиболее стабильный вариант, при котором в качестве среды природного газа берется околокритическая область давления и температуры.The basic technology of transport and distribution of natural gas is a piping system under pressure. An alternative technology for transporting natural gas in a liquefied state is to convert natural gas to a liquefied state by cooling at a temperature of about -160 ° C and atmospheric pressure, while its volume is reduced by 600 times. Despite its obvious advantages, transportation of liquefied natural gas (LNG) has disadvantages. Liquefying gas to cryogenic temperatures requires significant refrigeration capacities that exceed the cost of building a tanker fleet, which is necessary for transporting the resulting LNG. In the situation when it comes to the long-term supply of natural gas in the amount of up to hundreds of billion m 3 / year, the construction of high-capacity trunk pipelines provides a cost-effective and technologically most stable option, in which the near-critical pressure and temperature region is taken as a natural gas medium .
Известен способ транспорта газа по газопроводу (а.с. СССР №1800214, МПК F17D 1/02, опубликовано 07.03.1993 г.), включающий подготовку газа охлаждением на начальном участке трубопровода до выпадения конденсата, причем охлаждение газа производят путем эжектирования конденсата на суженном участке трубопровода при значении перепада давления на эжекторе 0,05-0,1 МПа.A known method of transporting gas through a gas pipeline (USSR AS No. 1800214, IPC F17D 1/02, published March 7, 1993) includes gas preparation by cooling in the initial section of the pipeline until condensate precipitates, and gas cooling is performed by ejecting condensate on a narrowed section of the pipeline when the pressure drop on the ejector is 0.05-0.1 MPa.
Недостатком данного способа является то, что осушку природного газа фактически производят только на начальном участке трубы, и при дальнейшем движении газа по длинному увлажненному трубопроводу природный газ может увлажниться до недопустимых величин, что приведет к дополнительным финансовым затратам на осушку природного газа на выходе из трубы.The disadvantage of this method is that the dehydration of natural gas is actually carried out only in the initial section of the pipe, and with further movement of the gas through a long humidified pipeline, natural gas can be moistened to unacceptable values, which will lead to additional financial costs for drying the natural gas at the outlet of the pipe.
Известен способ транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном (патент РФ №2228486, МПК F17D 1/02, опубликовано 10.05.2004 г.), при котором подают газ 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, регулируют давление на входе для достижения заранее заданного давления на выходе трубопровода, сжижают газ, выходящий из трубопровода, для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно -112°C, и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения, и дополнительно транспортируют сжиженный природный газ под давлением в подходящем для этого контейнере.A known method of transporting liquefied natural gas rich in methane (RF patent No. 2228486, IPC F17D 1/02, published May 10, 2004), in which gas is supplied to the pipeline at an inlet pressure that is substantially higher than the outlet gas pressure from the pipeline, while lowering the gas temperature as a result of the Joule-Thomson effect caused by the pressure drop in the pipeline, regulating the inlet pressure to achieve a predetermined pressure at the outlet of the pipeline, liquefying the gas leaving the pipeline to obtain liquefied gas having a temperature above about -112 ° C, and a pressure sufficient to keep the liquid at or below the boiling point, and additionally transport liquefied natural gas under pressure in a suitable container.
Недостатком данного способа является то, что транспортировка газа осуществляется в контейнере, требующем дополнительных финансовых затрат.The disadvantage of this method is that gas is transported in a container that requires additional financial costs.
Известен способ транспортировки газа по газопроводу (патент РФ №2140604, МПК F17D 1/02, опубликовано 27.10.1999 г.), включающий подготовку сжиженного газа осушкой и газификацию, притом осушку газа на входе в трубопровод производят понижением температуры точки росы с помощью фильтров-осушителей сжиженных газов, в процессе газификации сжиженного газа задают повышенные значения входных параметров газа по расходу, давлению и температуре, а на выходе из газопровода измеряют текущие значения выходных параметров газа по расходу, давлению, температуре и температуре точки росы, по значению которой корректируют величину осушки газа до требуемой величины понижением расхода и температуры газа на выходе и понижением температуры точки росы газа на входе, причем весь процесс транспортировки высокоосушенного сжатого газа осуществляют по длинному увлажненному трубопроводу в условиях понижения температуры окружающей среды.A known method of transporting gas through a gas pipeline (RF patent No. 2140604, IPC F17D 1/02, published October 27, 1999), including the preparation of liquefied gas by drying and gasification, moreover, the gas is dried at the inlet to the pipeline by lowering the dew point temperature using filters dehumidifiers of liquefied gases, in the process of gasification of liquefied gas, set higher values of the input gas parameters for flow, pressure and temperature, and at the outlet of the gas pipeline measure the current values of the gas output parameters for flow, pressure, temperature and those dew point temperature, the value of which adjusts the amount of gas dehydration to the required value by lowering the flow rate and gas temperature at the outlet and lowering the dew point temperature of the gas at the inlet, and the entire process of transporting highly dried compressed gas is carried out through a long humidified pipeline under conditions of lowering ambient temperature.
Недостатком данного способа является то, что сжижение газа производят при температуре ниже -80°C, что требует повышенных расходов на холодильные установки.The disadvantage of this method is that the liquefaction of gas is carried out at a temperature below -80 ° C, which requires increased costs for refrigeration units.
Задачей изобретения является повышение эффективности магистрального газопровода за счет увеличения его пропускной способности.The objective of the invention is to increase the efficiency of the main gas pipeline by increasing its throughput.
Техническим результатом изобретения является увеличение плотности потока транспортируемого газа благодаря использованию околокритической области давления и температуры при переводе природного газа в сжиженное состояние.The technical result of the invention is to increase the flux density of the transported gas through the use of the near-critical region of pressure and temperature when converting natural gas to a liquefied state.
Указанный технический результат достигается способом транспортировки газа в сжиженном состоянии, включающим подготовку промыслового газа, адиабатическое экспандирование газа с понижением его температуры для перевода газа в сжиженное состояние, включающее формирование значений входного давления и температуры газа в соответствии с зависимостью изменения давления и температуры газа в процессе адиабатического расширения, в результате чего обеспечивают околокритическое состояние газа для входа в газопровод, при этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима.The specified technical result is achieved by a method of transporting gas in a liquefied state, including the preparation of field gas, adiabatic expansion of the gas with lowering its temperature to convert the gas to a liquefied state, including the formation of the inlet pressure and gas temperature in accordance with the dependence of the change in gas pressure and temperature during the adiabatic expansion, as a result of which they provide a near-critical state of gas for entering the gas pipeline, while maintaining pressure polar gradient of pressure along the path of the pipeline and the pipeline wall insulation to maintain steady temperature.
Согласно изобретению подготовка промыслового газа включает осушку по влаге с точкой росы до -30°C и, опционно, осушку по углеводородам с заданной точкой росы.According to the invention, the production of field gas includes drying by moisture with a dew point of -30 ° C and, optionally, drying by hydrocarbons with a given dew point.
Согласно изобретению напорный градиент давлений поддерживают посредством дожимных насосных станций вдоль трассы газопровода.According to the invention, the pressure head pressure gradient is supported by booster pumping stations along the gas pipeline.
Согласно изобретению устойчивый температурный режим поддерживают с учетом существования границы фазового перехода жидкость-газ.According to the invention, a stable temperature regime is maintained taking into account the existence of a liquid-gas phase transition boundary.
Способ транспортировки газа реализуют следующим образом.The method of transporting gas is implemented as follows.
Газ с промысла поступает под собственным давлением через систему сбора на установку подготовки газа, где в блоке предварительной подготовки осуществляют отделение капельной жидкости и механических примесей. Далее следует процесс осушки газа от влаги. Для этого газ под естественным давлением подвергают ступенчатому охлаждению с отделением водяного конденсата в сепараторах гравитационного или газодинамического типа. Как правило, достаточно 2-3 ступеней с рабочей температурой на ступенях: Т1≈10÷20°C (входная ступень), Т2≈0°C, Т3≈-5÷-10°C (концевая). На входной ступени с положительной температурой отделяется порядка 60-80% водяного конденсата, на концевых с нулевой и отрицательной температурой - порядка 10-20%, остаточное содержание водяного конденсата составляет порядка 5% исходной объемной влагонасыщенности или порядка 2-3 г/м3. Ступени с нулевой и отрицательной температурами при рабочих давлениях порядка 10-12 МПа будут находиться заведомо в области гидратообразования, что потребует применения ингибиторов гидратообразования, например метанола, которые при этом автоматически выполняют роль антифриза. Характерные концентрации расхода метанола 1-2 кг/1000 м3. Контур охлаждения блока предварительной подготовки газа реализуется в условиях положительных внешних температур за счет рекуперации холода с выходного потока.Gas from the field comes under its own pressure through the collection system to the gas treatment unit, where in the preliminary preparation unit, droplets and solids are separated. The following is a process for drying gas from moisture. For this, the gas under natural pressure is subjected to stepwise cooling with the separation of water condensate in the separators of gravitational or gas-dynamic type. As a rule, 2-3 steps are enough with a working temperature on the steps: T1≈10 ÷ 20 ° C (inlet stage), T2≈0 ° C, T3≈-5 ÷ -10 ° C (end). About 60-80% of water condensate is separated at the inlet stage with a positive temperature, about 10-20% at the end and zero and negative temperature, the residual content of water condensate is about 5% of the initial volumetric moisture saturation or about 2-3 g / m 3 . Steps with zero and negative temperatures at operating pressures of the order of 10-12 MPa will obviously be in the field of hydrate formation, which will require the use of hydrate formation inhibitors, for example methanol, which in this case automatically play the role of antifreeze. Typical concentrations of methanol consumption are 1-2 kg / 1000 m 3 . The cooling circuit of the gas pre-treatment unit is realized under conditions of positive external temperatures due to the recovery of cold from the outlet stream.
Следующим этапом подготовки служит процесс адиабатического расширения с переводом газа в околокритическую область давлений и температур. Расчеты показывают, что для достижения околокритической области параметров входное давление газа должно быть порядка Рвх≈2*Ркр при температуре Твх≈0÷-10°C. Для компонентного состава газа, близкого к природному, с содержанием метана >90%, Ткр≈-50÷-80°C, Ркр≈4.5-7 МПа. В процессе адиабиатического экспандирования газ теряет порядка 7 КДж/моль (значения характерны для метана). При суточном расходе 1 млн нм3 газа это требует около 3.4 МВт холодильной мощности. Данная мощность может быть рекуперирована путем применения установок типа детандер. Альтернативно, избыток тепловой энергии, теряемой газом, рассеивается в контуре теплообмена. В зависимости от технологических целей и компонентного состава газ в процессе адиабатического охлаждения проходит через 2-фазную область с выделением конденсатной фракции, обогащенной компонентами С3+. Последняя выделяется, например, газодинамическим способом за счет сепарации в вихревом потоке либо ступенчато с промежуточными сепараторами гравитационного типа. Остаточное содержание водяного конденсата превращается в мелкодисперсную кристаллическую взвесь в потоке сжиженного газа. Отделение взвеси ведут в сепараторах гравитационного типа либо газодинамическим способом.The next stage of preparation is the adiabatic expansion process with the transfer of gas into the near-critical region of pressures and temperatures. Calculations show that in order to achieve the near-critical region of the parameters, the inlet gas pressure must be of the order of Pbx≈2 * Pcr at a temperature of TBx≈0 ÷ -10 ° C. For a component composition of gas close to natural, with a methane content> 90%, Tkr≈-50 ÷ -80 ° C, Pkr≈4.5-7 MPa. In the process of adiabatic expansion, the gas loses about 7 KJ / mol (values are typical for methane). With a daily flow rate of 1 million nm 3 of gas, this requires about 3.4 MW of refrigerating power. This power can be recovered through the use of plants of the expander type. Alternatively, the excess of thermal energy lost by the gas is dissipated in the heat exchange circuit. Depending on the technological goals and component composition, the gas passes through a 2-phase region during adiabatic cooling with the release of a condensate fraction enriched in C3 + components. The latter is distinguished, for example, by a gas-dynamic method due to separation in a vortex flow or stepwise with intermediate separators of gravitational type. The residual content of water condensate turns into a fine crystalline suspension in a stream of liquefied gas. Suspension separation is carried out in gravity-type separators or in a gas-dynamic way.
Газ в условиях, максимально приближенных к существующим технологическим схемам, проходит через стандартный комплекс Подготовки для транспортировки и реализации по утвержденным Техническим Условиям. При этом стандартные выходные значения давления и температуры транспортируемого газа после цикла компримирования и охлаждения уже пригодны для подачи на блок захолаживания со снижением давления. Последний может быть реализован по нескольким альтернативным схемам: адиабатическое расширение либо процесс Джоуля-Томсона (дросселирование) с последующим захолаживанием.Gas in conditions as close as possible to the existing technological schemes passes through a standard complex of preparations for transportation and sale according to the approved Technical Conditions. In this case, the standard output values of the pressure and temperature of the transported gas after the compression and cooling cycle are already suitable for supply to the cooling unit with a decrease in pressure. The latter can be implemented according to several alternative schemes: adiabatic expansion or the Joule-Thomson process (throttling), followed by cooling.
Подготовленный природный газ в околокритической области по давлениям и температуре поступает в металлический резервуар для хранения сжиженного газа под давлением. Откачка газа в магистральный газопровод для транспортировки осуществляется непосредственно из резервуаров.Prepared natural gas in the near-critical region by pressure and temperature enters a metal tank for storing liquefied gas under pressure. Gas is pumped into the main gas pipeline for transportation directly from the tanks.
Стабильный режим транспорта газа реализуется за счет поддержания необходимого гидравлического градиента давлений вдоль трассы газопровода. Расчеты показывают, что характерным градиентом давлений являются величины 0.1÷0.15 бар/км. Таким образом, в зависимости от рельефа и выбранного технологического режима транспорта, дожимные насосные станции (ДНС) должны находиться на расстоянии порядка 100-200 км друг от друга.A stable mode of gas transport is realized by maintaining the necessary hydraulic pressure gradient along the gas pipeline route. Calculations show that the characteristic pressure gradient is 0.1–0.15 bar / km. Thus, depending on the terrain and the selected technological mode of transport, booster pumping stations (BPS) should be located at a distance of about 100-200 km from each other.
Как показывает теплогидравлический расчет, стандартный слой теплоизоляции из пенополиуретана (ППУ) толщиной от 50 мм уже достаточен для достижения условий, когда газ в процессе транспорта не нагревается, а захолаживается за счет положительного эффекта Джоуля-Томсона, т.е. происходит снижение температуры газа при снижении давления за счет совершения работы газом. Характерный градиент температур составляет порядка 1 К/100 км. Ограничением на применение стандартных теплоизоляционных материалов типа ППУ в области криогенных температур порядка -100°C может явиться значительная объемная доля конденсации агента газонаполнителя (углекислый газ, циклопентан) с эффектом повышения коэффициента теплопроводности и снижением структурной жесткости. Решением проблемы является использование двойного изоляционного слоя, где в качестве первого изоляционного слоя, непосредственно примыкающего к холодной стенке трубы, используется класс материалов, который активно развивается в последние два десятилетия, а именно аэрогели, с дальнейшей запенкой ППУ по внешнему контуру до достижения заданной толщины общего сэндвич-теплоизолирующего слоя.As a thermal-hydraulic calculation shows, a standard layer of thermal insulation from polyurethane foam (PUF) with a thickness of 50 mm or more is already sufficient to achieve conditions when the gas is not heated during transport and cools due to the positive Joule-Thomson effect, i.e. there is a decrease in gas temperature with a decrease in pressure due to the work done by the gas. The characteristic temperature gradient is about 1 K / 100 km. A limitation on the use of standard thermal insulation materials of the PPU type in the range of cryogenic temperatures of the order of -100 ° C may be a significant volume fraction of the condensation of a gas-filling agent (carbon dioxide, cyclopentane) with the effect of increasing the thermal conductivity and reducing structural rigidity. The solution to the problem is the use of a double insulating layer, where as the first insulating layer directly adjacent to the cold wall of the pipe, we use a class of materials that has been actively developed over the past two decades, namely airgels, with further foaming of the foam in the outer contour until the specified thickness is reached sandwich heat insulating layer.
С учетом вышеизложенного ДНС представляют собой классический вариант квазиизотермических жидкостных насосов, работающих в области низких температур. Такие высокопроизводительные насосы могут быть выполнены, например, по схеме центробежный насос с газотурбинным приводом. Энергетический баланс показывает, что на поддержание стабильного транспорта газа 1 млн нм3/сут потребуется установленная на ДНС мощность насосного агрегата порядка 100 КВт при КПД не ниже 50%. При перекачке вдоль магистрального газопровода до 100 млрд нм3 газа/год потребуются рабочие перекачивающие мощности ДНС порядка 20 МВт при КПД насосов порядка 80%. Эта цифра заметно уступает мощности дожимных компрессорных станций, расположенных вдоль трассы современных магистральных газопроводов.Based on the foregoing, CSNs are a classic version of quasi-isothermal liquid pumps operating in the low-temperature region. Such high-performance pumps can be performed, for example, according to the scheme of a centrifugal pump with a gas turbine drive. The energy balance shows that in order to maintain stable gas transport of 1 million nm 3 / day, the pump unit installed at the pump station will require about 100 kW at an efficiency of at least 50%. When pumping along the main gas pipeline up to 100 billion nm 3 gas / year, the working pumping capacity of the pump station of about 20 MW with an efficiency of the pumps of about 80% will be required. This figure is noticeably inferior to the power of booster compressor stations located along the route of modern gas pipelines.
Таким образом, использование среды природного газа в околокритической области давления и температуры позволяет повысить температуру, необходимую для сжижения природного газа, до ≈-50÷-80°C и за счет этого повысить эффективность и снизить стоимость транспортировки природного газа в сжиженном состоянии.Thus, the use of a natural gas medium in the near-critical region of pressure and temperature makes it possible to increase the temperature necessary for liquefying natural gas to ≈ -50 ÷ -80 ° C and thereby increase efficiency and reduce the cost of transporting natural gas in a liquefied state.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015107362/06A RU2577904C1 (en) | 2015-03-03 | 2015-03-03 | Method of transporting gas in liquefied state |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015107362/06A RU2577904C1 (en) | 2015-03-03 | 2015-03-03 | Method of transporting gas in liquefied state |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2577904C1 true RU2577904C1 (en) | 2016-03-20 |
Family
ID=55648068
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015107362/06A RU2577904C1 (en) | 2015-03-03 | 2015-03-03 | Method of transporting gas in liquefied state |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2577904C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2639441C1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-12-21 | Владимир Иванович Савичев | Method for transporting hydrocarbon gas in supercritical state |
| WO2018151618A1 (en) * | 2017-02-20 | 2018-08-23 | Владимир Иванович САВИЧЕВ | Method for transporting a gas in a liquefied state |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2141611C1 (en) * | 1995-10-05 | 1999-11-20 | Би Эйч Пи Петролеум ПТИ, Лтд. | Liquefaction method |
| RU2211877C2 (en) * | 1997-06-20 | 2003-09-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Distributing piping systems for transportation of liquefied natural gas |
| RU2236635C2 (en) * | 1999-03-23 | 2004-09-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Method and device for producing and storing liquefied natural gas |
-
2015
- 2015-03-03 RU RU2015107362/06A patent/RU2577904C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2141611C1 (en) * | 1995-10-05 | 1999-11-20 | Би Эйч Пи Петролеум ПТИ, Лтд. | Liquefaction method |
| RU2211877C2 (en) * | 1997-06-20 | 2003-09-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Distributing piping systems for transportation of liquefied natural gas |
| RU2236635C2 (en) * | 1999-03-23 | 2004-09-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Method and device for producing and storing liquefied natural gas |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018151618A1 (en) * | 2017-02-20 | 2018-08-23 | Владимир Иванович САВИЧЕВ | Method for transporting a gas in a liquefied state |
| RU2639441C1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-12-21 | Владимир Иванович Савичев | Method for transporting hydrocarbon gas in supercritical state |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5026588B2 (en) | LNG regasification and power generation | |
| DK178654B1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR CONTINUOUSING A GASCAR CARBON HYDRAULIC CURRENT | |
| CN204718300U (en) | For generation of the equipment of denitrogenation liquefied natural gas product | |
| NO120941B (en) | ||
| US20080156035A1 (en) | Process and Apparatus for the Liquefaction of Carbon Dioxide | |
| US9593883B2 (en) | Module for treatment of carbon dioxide and treatment method thereof | |
| BR102015008707A2 (en) | integrated nitrogen removal in liquefied natural gas production using dedicated reinjection circuit | |
| RU2680285C2 (en) | Station for reducing gas pressure and liquefying gas | |
| JP2020519827A (en) | Device and method for cooling liquefied gas and/or natural boil-off gas resulting from liquefied gas | |
| KR20210005914A (en) | Methods and equipment for storing and distributing liquefied hydrogen | |
| JP2016522378A (en) | Integrated cascade process for vaporization and recovery of residual LNG in floating tank applications | |
| RU2577904C1 (en) | Method of transporting gas in liquefied state | |
| JP6591410B2 (en) | Method and system for reliquefaction of boil-off gas | |
| CN102735020B (en) | Method for extracting helium from natural gas | |
| JP6959425B2 (en) | Systems and methods for controlling the pressure of cryogenic energy storage systems | |
| KR20220047785A (en) | Methods for recovering refrigeration energy through liquefaction or power generation of gas streams | |
| WO2018151618A1 (en) | Method for transporting a gas in a liquefied state | |
| US11598578B2 (en) | Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source | |
| RU2395435C1 (en) | Method and device for thermostatic control of spacecraft and rocket carrier compartments | |
| US11384962B2 (en) | System, method and apparatus for the regeneration of nitrogen energy within a closed loop cryogenic system | |
| US20240133623A1 (en) | Nh3 storage and transportation system and method | |
| KR101938911B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
| RU2639441C1 (en) | Method for transporting hydrocarbon gas in supercritical state | |
| KR102067898B1 (en) | gas treatment system and offshore plant having the same | |
| RU2277121C2 (en) | Method of preparation of the natural gas for the non-pipeline delivery to the customers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210304 |