SE521587C2 - Process för att till vätskeform överföra en naturgasström innehållande åtminstone en frysbar komponent - Google Patents
Process för att till vätskeform överföra en naturgasström innehållande åtminstone en frysbar komponentInfo
- Publication number
- SE521587C2 SE521587C2 SE9904584A SE9904584A SE521587C2 SE 521587 C2 SE521587 C2 SE 521587C2 SE 9904584 A SE9904584 A SE 9904584A SE 9904584 A SE9904584 A SE 9904584A SE 521587 C2 SE521587 C2 SE 521587C2
- Authority
- SE
- Sweden
- Prior art keywords
- stream
- liquid
- cooling
- methane
- separation system
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 172
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 105
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 102
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 92
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title description 36
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 63
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims abstract description 31
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 80
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 45
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 33
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 21
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 13
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 13
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 8
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 claims 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 abstract description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 4
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 208000019901 Anxiety disease Diseases 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- -1 benzene Chemical class 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N ethene;propane Chemical group C=C.CCC MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 230000036651 mood Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
- F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
- F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
- F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
- F25J2220/84—Separating high boiling, i.e. less volatile components, e.g. NOx, SOx, H2S
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2280/00—Control of the process or apparatus
- F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2280/00—Control of the process or apparatus
- F25J2280/40—Control of freezing of components
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S62/00—Refrigeration
- Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
- Y10S62/929—From natural gas
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
en LNG-anlággning vid ett tryck från omkring 4830 kPa (700 psia) till omkring 7600 kPa (11100 psia) och temperaturer från omkring 20°C till omkring 40°.
Naturgas, som till övervägande delen är metan, kan ej överföras till vätskeform endast genom att höja trycket, vilket är fallet med tyngre kolväten som används för energisyften. Metans kritiska temperatur är -82,5°C. Detta betyder att metan kan överföras till vätskeform enbart under denna temperatur oberoende av det påförda trycket. Eftersom naturgas är en blandning av gaser, övergår den till vätskeform över intervall av temperaturer. Den kritiska temperaturen för naturgas ligger mellan omkring -85°C och -62°C. Naturgaskompositioner kommer typiskt att övergå till vätskeform vid atmosfärstryck i temperaturintervallet mellan omkring -165°C och -155°C. Eftersom kylningsutrustning representerar en så avsevärd del av LNG-facilitetens kostnad, har avsevärd möda nedlagts på att reducera kylningskostnader.
Den kända tekniken omfattar ett flertal system för att till vätskeform överföra naturgas genom att sekventiellt föra gasen vid förhöjt tryck genom ett antal kylningssteg, varvid gasen kyls successivt till lägre temperaturer tills att gasen övergår till vätskeform. Överföring till vätskeform innebär konventionellt att gasen kyls till en temperatur av omkring -160°C vid eller nära atmosfärstryck. Kylning åstadkoms vanligtvis genom värmeutbyte med ett eller flera kylmedier, såsom propan, propylen, etan, etylen och metan. Även om en mångfald kylningscykler har nyttjats för att till vätskeform överföra naturgas är de tre för närvarande mest använda cyklerna i LNG- anläggningar enligt följande: (1) "kaskadcykel" som nyttjar multipel av singelkomponentkylmedier i värmeväxlare arrangerade progressivt för att reducera gasens temperatur till temperatur för övergång till vätskeform, (2) ”expansionscykel” där gasen expanderas från högt tryck till lågt tryck med motsvarande reduktion av temperatur och (3) "multikomponentkylningscykel” som nyttjar ett multikomponentkylmedium i konstruerade Spaniel!! vvnv 521 L", 7 u *J värmeväxlare. Flertalet cykler för överföring av naturgas till vätskeform nyttjar olika kombinationer av dessa tre bastyper.
I konventionella LNG-anläggningar, mäste koldioxid, svavelinnehällande föreningar, exempelvis vätesulfid och andra sura gaser, n-petan och tyngre kolväten, inkluderande bensen, väsentligen avlägsnas från naturgas- processandet, ner till nivåer av delar per miljon (ppm). Vissa av dess komponenter kommer att frysa, vilket orsaker igenpluggningsproblem i processutrustningen. Andra föreningar, exempelvis de som innehåller svavel, avlägsnas typiskt för att uppfylla säljspecifikationer. I en konventionell LNG- anläggning erfordras gasbehandlingsutrustning för att avlägsna koldioxiden och de sura gaserna. Gasbehandlingsutrustningen nyttjar typiskt en kemisk och/eller fysikalisk regenerativ lösningsmedelsprocess och kräver avsevärd kapitalinvestering. Driftskostnaderna är även höga. Torrbädd-dehydratorer, exempelvis molekylära siktar erfordras för avlägsning av vattenångan. En skrubberkolonn och fraktioneringsutrustning används för att avlägsna de kolväten som tenderar att orsaka igenpluggningsproblem. Kvicksilver avlägsnas även i en konventionell LNG-anläggning eftersom det kan orsaka fel på utrustning tillverkad av aluminium. Stor andel av kväve som kan förekomma i naturgas avlägsnas dessutom efter processandet, eftersom kväve ej förblir i vätskefas under transport av konventionell LNG, och att ha kväveångor i LNG-behàllare på leveransstället är ej önskvärt.
Inom industrin finns ett fortsatt behov av en förbättrad process för att till vätskeform överföra naturgas som innehåller C02 i koncentrationer som skulle frysa under processen för överföring till vätskeform, samtidigt som processen skall ha effektbehov som är ekonomiska.
SAMMANFATTNING Uppfinningen avser allmänt en process för produktion av trycksatt till vätskeform överförd naturgas (PLNG) där den tillförda naturgasströmmen innehåller en frysbar komponent. Den frysbara komponenten, vanligtvis 521 Ešâr57 typiskt C02, H28 eller annan sur gas, kan vara vilken som helst komponent som potentiellt kan komma att bilda fastämnen i separationssystemet. l processen enligt uppfinningen, införs en tillförd multikomponentström innehållande metan och en frysbar komponent med relativ flyktighet lägre än den hos metan i ett separationssystem som har en frysningssektion arbetande vid tryck över omkring 1380 kPa (200 psia) och under förhållanden av fastämnesbildning för den frysbara komponenten och in i en destillationssektion placerad under frysningssektionen. Separationssystemet, som innehåller en kontrollerad frysningszon (”CFZ”) producerar en ångström rik på metan och en vätskeström rik på den frysbara komponenten. Åtminstone en andel av àngströmen kyls för att producera en till vätska överförd ström rik på metan och med en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och ett tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt. En första andel av den till vätskeform överförda strömmen uttas från processen i form av trycksatt till vätskeform överförd produktström (PLNG). En andra andel av den till vätskeform överförda strömmen återförs till separationssystemet för att ge kylningsverkan åt separationssystemet.
I en utföringsform, uttas en ångström från ett övre område av separationssystemet och komprimeras till högre tryck samt kyls. Den kylda, komprimerade strömmen expanderas därefter av en expansionsanordning för att producera en till övervägande delen ström i form av vätska. En första andel av vätskeströmmen matas som en återkopplingsström till separationssystemet och ger därmed separationssystemet kylning med öppen återkoppling, och en andra andel av vätskeströmmen uttas som produktström med en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt. l en annan utföringsform, uttas en àngström från ett övre område av separationssystemet och kyls av ett kylningssystem med sluten återkoppling för att till vätskeform överföra den metanrika ångströmen för produktion av en vätska med en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten ska förbli vid eller under dess bubbelpunkt.
Metoden enligt uppfinningen kan användas både för initial överföring till vätskeform av naturgas vid källan i och för lagring eller transport och àterföring till vätskeform av naturgasàngor som avges under lagring och fartygslastning. Ett syfte med uppfinningen är sålunda att tillhandahålla ett system för förbättrad, integrerad överföring till vätskeform och C02 avlägsning i och för att till vätskeform överföra eller återföra naturgas med höga C02 koncentrationer (större än omkring 5 %). Ett annat syfte med uppfinningen är att tillhandahålla ett förbättrat system för överföring till vätskeform där väsentligt mindre kompressionseffekt erfordras än i kända system. Ytterligare syfte med uppfinningen är att tillhandahålla en mera effektiv process för överföring till vätskeform genom att processtemperaturen för hela processen hålls över omkring -112°C, varigenom processutrust- ningen kan tillverkas av mindre dyrbara material än vad som skulle erfordras i en konventionell LNG-process som har delar i processen arbetande vid temperaturer ner till omkring -160°C. Kylningen till mycket låg temperatur i den konventionella LNG-processen är mycket dybar jämfört med den relativt sett mildare kylning som erfordras vid produktion av PLNG enligt principen för uppfinningen.
KORTFATTAD BESKRIVNING AV RlTNlNGARNA Uppfinningen och dess fördelar kommer att förstås bättre med hänvisning till den följande detaljerade beskrivningen och de bifogade figurerna som avser schematiska flödesdiagram representativa för utföringsformer av uppfinningen.
Figur 1 visar schematiskt en kryogen, CFZ-process och visar allmänt en kylningscykel med sluten återkoppling för produktion av trycksatt till vätskeform överförd naturgas med processen enligt uppfinningen.
Figur 2 visar schematiskt en kryogen, CFZ-process och visar allmänt en kylningscykel med öppen återkoppling för produktion av trycksatt till vätskeform överförd naturgas med processen enligt uppfinningen.
Figur 3 visar schematiskt ytterligare en utföringsform av uppfinningen, där koldioxid och metan genom destillation separeras i en destillationskolonn med CFZ, där en övre produktström är trycksatt till vätskeform överförd naturgas och en annan övre produktström är säljbar gas.
De i figurerna visade flödesdiagrammen visar olika utföringsformer för utövande av processen enligt uppfinningen. Figurema är ej avsedda att från uppfinningens omfång exkludera andra utföringsformer som är resultatet av normala och förväntade modifikationer av dessa specifika utföringsformer.
Olika erforderliga subsystem, såsom pumpar, ventiler, flödesströmblandare, styrsystem och sensorer har utelämnats från figurerna av enkelhetsskäl och för att underlätta presentationen.
BESKRIVNING AV DE FÖREDRAGENA UTFÖRINGSFORMERNA Processen enligt uppfinningen separerar genom destillation i ett separationssystem en tillförd multikomponentström innehållande metan och åtminstone en frysbar komponent med relativ flyktighet lägre än den hos metan, varvid separationssystemet innehåller en kontrollerad frysningszon ("CFZ"). Separationssystemet ger en övre ångström rik på metan och bottenprodukter berikade med den frysbar komponenten. Åtminstone del av den övre àngströmen överförs därefter till vätska för att producera till vätskeform överförd naturgasprodukt med en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt. Denna produkt benämns i föreliggande H i.. 521 587 sammanhang ibland som trycksatt flytande naturgas ("PLNG"). En annan andel av denna till vätskeform överförda övre strömmen återförs till separationssystemet som en återföringsström. Termen "bubbelpunkt" är den temperatur och tryck där vätska börjar att omvandlas till gas. Om exempelvis viss volym av PLNG hålls vid konstant tryck, men dess temperatur höjs, är den temperatur där gasbubblor börjar att bildas i PLNG bubbelpunkten. Om viss volym av PLNG på liknande sätt hålls vid konstant temperatur, men trycket sänks, är det tryck där gas börjar att bildas bubbelpunkten. l Bubbelpunkten är PLNG mättad vätska. Det föredras att PLNG ej just enbart kondenserar till dess bubbelpunkt, utan kyls ytterligare för att underkyla vätskan. Underkylning av PLNG reducerar mängden av frånkokningsàngor under lagring, transport och hantering.
Fackmannen på området var innan tillkomsten av denna uppflnning väl bekant med att CFZ kunde avlägsna oönskad C02. Man insåg ej att CFZ- processen kunde integreras med en process för överföring till vätskeform för produktion av PLNG.
Processen enligt uppfinningen är mera ekonomisk att använda, eftersom processen kräver mindre effekt för överföring av naturgasen till vätskeform än tidigare processer, och den utrustning som används i processen enligt uppfinningen kan framställas av mindre dyrbara material. Kända processer för produktion av LNG vid atmosfärstryck har temperaturer så låga som -160°C, vilket kräver processutrustning tillverkad av dyrbara material i och för säker drift.
Vid utövande av uppfinningen, är den energi som erfordras för att till vätskeform överföra naturgas innehållande avsevärda koncentrationer av en frysbar komponent, såsom C02, avsevärt reducerad jämfört med energibehov i en konventionell process för produktion av LNG från sådan naturgas. Reduktionen i erforderlig kylningsenergi för processen enligt uppfinningen resulterar i stor reduktion av kapitalkostnader, proportionellt sett 521 Såå? lägre driftskostnader samt förhöjd verkningsgrad och tillförlitlighet, vilket sålunda i hög grad förbättrar ekonomin för produktion av till vätskeform överförd naturgas. Vid de driftstryck och temperaturer som råder enligt uppfinningen, kan 3,5 viktprocent nickelstål användas för rördragning och faciliteter i de kallaste driftsdelarna i processen för överföring till vätskeform, medan mera dyrbart 9 viktprocent nickelstål eller aluminium vanligtvis erfordras för samma utrustning i en konventionell LNG-process. Detta ger en annan avsevärd kostnadsreduktion för processen enligt uppfinningen jämfört med kända LNG-processer.
Det första övervägande i samband med kryogent processande av naturgas är förorening. Det råa tillförda naturgasmaterialet som är lämpat för processen enligt uppfinningen, kan omfatta naturgas erhållen från en råoljekälla (associerad gas) eller från en gaskälla (ej associerad gas). Den råa naturgasen innehåller ofta vatten, koldioxid, vätesulfld, kväve, butan, kolväten med sex eller flera kolatomer, smuts, järnsulfld, vax och råolja.
Dessa föroreningars löslighet kan variera med temperatur, tryck och komposition. Vid kryogena temperaturer, kan C02, vatten och andra föroreningar bilda fastämnen, som kan igenplugga flödespassager i kryogena värmeväxlare. Dessa potentiella svårigheter kan undvikas genom avlägsning av sådana föroreningar om man kan antecipera tillstànd i deras renkomponent, fastämnes-temperaturtryckfas-gränser. l den följande beskrivningen av uppfinningen, antas att naturgasströmmen innehåller C02.
Om naturgasströmmen innehåller tunga kolväten som skulle kunna frysa ut under överföringen till vätskeform, kommer dessa tunga kolväten att avlägsnas med C02.
En fördel med uppfinningen består i att de varmare driftstemperaturerna möjliggör att naturgasen kan ha högre koncentrationsnivåer av frysbara komponenter än vad som skulle vara möjligt i en konventionell LNG-process.
I en konventionell LNG-anläggning som producerar LNG vid -160°C, måste exempelvis C02 ligga under 50 ppm för att undvika frysningsproblem. Genom V 521 557 att hälla processtemperaturerna över omkring -112°c kan till skillnad härifrån naturgasen innehålla C02 på nivåer så höga som omkring 1,4 mol % C02 vid temperaturer av -112°C och omkring 4,2 % vid -95°C, utan att detta orsakar överföring till vätskeform enligt frysningsproblem i processen för uppfinningen.
Dessutom behöver ej måttliga mängder av kväve i naturgasen avlägsnas i processen enligt uppfinningen, eftersom kväve kommer att kvarstå i vätskefas med de till vätskeform överförda kolvätena vid driftstrycken och temperaturerna enligt uppfinningen. Möjligheten att reducera, eller i vissa fall eliminera, den utrustning som erfordras för behandling av gas och kväveeliminering ger avsevärda tekniska och ekonomiska fördelar. Dessa samt andra fördelar med uppfinningen kommer att bättre förstås med hänvisning till den i figurerna visade processen för överföring till vätskeform.
Med hänvisning till figur 1, inkommer en tillförd naturgasström 10 i systemet vid ett tryck över omkring 3100 kPa (450 psia) och hellre företrädesvis över omkring 4800 kPa (700 psia) kPa (700 psia) och temperaturer företrädesvis mellan omkring 0°C och 40°C; andra tryck och temperaturer kan emellertid användas om så önskas, och systemet kan modifieras på tillsvarande sätt.
Om gasströmmen 10 ligger under omkring 1380 kPa (200 psia) kan den trycksättas med lämplig kompressionsanordning (ej visad) som kan omfatta en eller flera kompressorer. l denna beskrivning av processen enligt uppfinningen, antas att naturgasströmmen 10 på lämpligt sätt har behandlats för avlägsning av vatten med hjälp av konventionella och välkända processer (ej visade i figur 1) för att ge en ”torr” naturgasström.
Den tillförda strömmen 10 förs genom en kylare 30. Kylaren 30 kan omfatta en eller flera konventionella värmeväxlare som kyler naturgasströmmen till kryogena temperaturer, företrädesvis ner till omkring -50°C till omkring -70°C och helst till temperaturer strax över stelningstemperaturen för C02. Kylaren kan omfatta ett eller flera värmeväxlarsystem som kyls av konventionella kylnlngssystem, en eller flera expansionsanordnlngar, såsom Joule-Thomson ventiler eller turboexpanderare, en eller flera värmeväxlare som nyttjar vätska från den nedre sektionen av fraktioneringskolonnen 31 som kylmedium, en eller flera värmeväxlare som nyttjar kolonnens 31 bottenproduktström som kylmedium, eller vilken som helst annan lämplig källa för kylning. Det föredragna kylningssystemet beror av tillgängligheten på kylmedier, utrymmesbegränsningar, om sådana finns, och miljö- och säkerhets- överväganden. Fackmannen pà området \ kan välja ett lämpligt kylnlngssystem som tar hänsyn till de speciella driftsförhållandena i processen för överföring till vätskeform.
Den kylda strömmen 11 som utkommer från matningskylaren 30 leds in i en fraktioneringskolonn 31 som har en kontrollerad frysningszon ("CFZ”), som är en speciell sektion för hantering av övergång till fastämne och smältning av C02. CFZ-sektionen, som hanterar övergång till fastämne och smältning av C02, har ej packning eller tråg av det slag som finns i konventionella destillationskolonner, utan har istället ett eller flera spraymunstycken och ett smälttràg. C02 i fastämnesform bildas i destillationskolonnens àngutrymme och faller ner i vätskan på smälttråget. Väsentligen hela förloppet av uppkomst av fastämnen är begränsat till CFZ-sektionen. Destillations- kolonnen 31 har en konventionell destillationssektion under CFZ-sektionen och företrädesvis en ytterligare destillationssektion över CFZ-sektionen.
Konstruktion och funktion av respektive för en fraktioneringskolonn 31 är välkänt för fackmannen på området. Exempel pà CFZ-konstruktioner finns visade i US patent nummer 4,533,372; 4,923,493; 5,062,270; 5,120,338 och ,265,428.
En C02 rik ström utkommer från bottnen av kolonnen 31. Den flytande bottenprodukten värms i en återkokare 35 och en andel återförs till den nedre sektionen av kolonnen 31 i form av äterkokad ånga. Den återstående andelen (strömmen 13) lämnar processen som C02 rik produkt. En metanrik 521 3387 11 ström 14 utkommer från toppen av kolonnen 31 och passerar genom en värmeväxlare 32 som kyls av strömmen 17 som står i förbindelse med ett sluten konventionellt med kylningssystem 33 återkoppling. Ett kylningssystem av typen singel, multikomponent eller kaskad kan användas.
Ett kaskadkylningssystem skulle då omfatt åtminstone två kylningssystem med sluten återkoppling. Kylningssystemet med sluten återkoppling kan som kylmedier använda metan, etan, propan, butan, pentan, koldioxid, vätesulfid och kväve. Kylningssystemet med sluten koppling nyttjar företrädesvis propan som övervägande kylmedium. Även om figur 1 enbart visar en värmeväxlare, kan vid utövande av uppfinningen multipel av vârmeväxlare användas för att kyla àngströmmen i multipelsteg. Värmeväxlaren 32 kondenserar företrädesvis väsentligen hela àngströmmen 14 till vätska. Den ström 19 som utkommer från Värmeväxlaren har en temperatur över omkring -112°C och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt.
En första andel av vätskeströmmen 19 matas i form av strömmen 20 till en lämplig lagringsanordning, exempelvis en stationär lagringstank eller transportanordning, såsom PLNG-fartyg, lastbil, eller järnvägsvagn för att uppta PLNG vid en temperatur över omkring -112°C och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt. en andra andel av vätskeströmmen återförs i form av strömmen 21 till separationskolonnen 31 för att ge kylning åt separationskolonnen 31. De relativa proportionerna mellan strömmarna 20 och 21 kommer att bero av den tillförda gasens 10 komposition, driftsförhàllanden för separations- kolonnen 31, och de önskade produktspecifikationerna.
Under lagring, transport och hantering av den till vätskeform överförda naturgasen kan det förekomma avsevärd mängd av “bortkokning”, àngor som härrör från evaporering av den till vätskeform överförda naturgasen. vätskeform återföra Processen enligt uppfinningen kan valfritt till 521 587 12 bortkokningsånga som är rik på metan. Med hänvisning till figur 1, kan en ångström 16 av bortkokningsånga valfritt införas i ångströmmen 14 före kylning med värmeväxlaren 32. Strömmen 16 av bortkokningsånga skall ligga på ett tryck lika med eller nära trycket i den ångström 14 där frånkokningsångan skall införas. Beroende på trycket för från- eller bortkokningsàngan kan denna behöva tryckjusteras med en eller flera kompressorer eller expanderare (ej visad i figurerna) för att matcha trycket i den punkt där bortkokningsàngan inkommer i processen för överföring till vätskeform. \ En mindre andel av àngströmmen 14 kan valfritt avlägsnas från processen i form av bränsle (strömmen 15) för att tillhandahålla del av den effekt som erfordras för att driva kompressorerna och pumparna i processen för överföring till vätskeform. Detta bränsle kan valfritt användas som kylningskälla för att assistera vid kylning av den tillförda strömmen 10.
Figur 2 visar schematiskt en annan utföringsform av uppfinningen, där kylning med öppen återkoppling använts för åstadkommande av kylning åt separationskolonnen 51 och produktion av PLNG. Med hänvisning till figur 2, matas en multikomponent gasström 50 innehållande metan och koldioxid som har dehydrerats och kylts med lämplig källa för kylning (ej visat i figur 2) in i en CFZ-kolonn 51, som har väsentligen samma konstruktion som separationskolonnen 31 i figur 1. Denna utföringsform bemästrar effektivt möjligheten till uppkomst av fastämnen i processen för överföring till vätskeform genom att strömmen 64 matas direkt in i CFZ-kolonnen 51.
Temperaturen hos den gas som inmatas i CFZ-kolonnen ligger företrädesvis över stelningstemperaturen för C02. En metanberikad ángström 52 utkommer från det övre av CFZ-kolonnen 51 och en koldioxidberikad ström 53 utkommer från botten av CFZ-kolonnen. Denna bottenprodukt i form av vätska värms i en àterkokare 65 och en andel återfös till den nedre sektionen 521 557 13 i CFZ-kolonnen 51 i form av återkokad ånga. Den återstående andelen (strömmen 54) lämnar processen i form av C02 rik vätskeprodukt.
En första andel av den övre strömmen 52 återförs till CFZ-kolonnen 51 i form av strömmen 64 för att ge CFZ-kolonnen 51 kylning med öppen återkoppling.
En andra andel av den övre strömmen 52 uttas (strömmen 63) som en PLNG-produktström vid ett tryck som ligger vid eller nära CFZ-kolonnens 51 driftstryck och en temperatur över omkring -112\°C (-170°C). En tredje andel av den övre strömmen 52 kan valfritt uttas (strömmen 59) för användning som säljbar gas eller behandlas ytterligare.
Huvudkomponenterna i kylningen med öppen återkoppling i utföringsformen omfattar kompression med en eller flera kompressorer 57 av den övre strömmen 52 som utkommer från toppen av CFZ-kolonnen 51, kylning av den komprimerade gasen med en eller flera kylare, matning av åtminstone andel av den kylda gasen (strömmen 61) till en eller flera expansionsanordningar 62 för att sänka trycket i gasströmmen och kyla denna och matning av en andel (strömmen 64) av den kylda, expanderade strömmen till CFZ-kolonnen. Återledning av del av den övre strömmen 52 i denna process ger kylning med öppen återkoppling till CFZ-kolonnen 51.
Strömmen 60 kyls företrädesvis av värmeväxlaren 55 som även värmer den övre strömmen 52. Strömmens 64 tryck styrs företrädesvis genom att man reglerar graden av kompression som åstadkoms av kompressorn 57 för att tillförsäkra att fluidtrycken i strömmarna 60, 61 och 64 är tillräckligt höga för att förhindra uppkomst av fastämnen. Återföring av åtminstone del av den övre ångströmmen 52 till kolonnens 51 övre parti i form av vätska, kondenserad genom kylning i öppen slinga eller utan återkoppling, ger även återflöde till kolonnen 51.
CFZ-kolonnen 51 har en konventionell destillationssektion under CFZ- sektionen och eventuellt en ytterligare destillationssektion över CFZ- kolonnen. CFZ-sektionen hanterar eventuell uppkomst och smältning av C02 521 5237 14 fastämnen. Under uppstartning kan hela strömmen 64 riktas direkt till CFZ- sektionen. Allteftersom strömmen 64 blir tunnare på fastämnesformer, kan större andel av strömmen 64 matas till destillationssektionen i kolonnen ovanför CFZ-sektionen.
Figur 3 visar i schematisk form en annan utföringsform av uppfinningen, där processen enligt uppfinningen producerar både PLNG och gas för avsalu i form av produktströmmar. l denna utföringsform är de övre produkt- strömmarna 50 % PLNG (strömmen 126) och 50 avsalugas (strömmen 110).
Emellertid kan ytterligare PLNG upp till 100 % produceras genom att man anordnar ytterligare kylning från endera värmeutbyte med kallare fluider eller ytterligare tryckfall i expanderaren genom installation av ytterligare kompression och efterkylare. På motsvarande sätt kan mindre mängd PLNG produceras genom att man kyler mindre.
Med hänvisning till figur 3, antas att den tillförda naturgasströmmen 101 innehåller mer än 5 mol % C02 och är praktiskt taget fri från vatten för att Efter dehydrering, kyls den tillförda strömmen, trycksänks och matas till förhindra igenfrysning och uppkomst av vatten i processen. destillationskolonnen 190 som arbetar vid ett tryck i intervallet från omkring 1379 kPa (200 psia) till omkring 4482 kPa (650 psia). Destillationskolonnen 190 som har en CFZ-sektion liknande separationskolonnen 31 i figur 1, separerar den tillförda gasen i en övre metanberikad ångprodukt och koldioxidberikade våtskeform. Vid uppfinningen, har destillationskolonnen 190 åtminstone två, företrädesvis tre bottenprodukter i utövande av distinkta sektioner: en destillationssektion 193, en kontrollerad fryszon (CFZ) 192 193, destillationssektion 191. ovanför destillationssektionen och valfritt en övre i detta exempel sker matningen till kolonnen in i den över delen av destillationssektion 193 medelst strömmen 105 och den utsätts för typisk destillation. Destillationssektionerna 191 och 193 innehåller tråg och/eller packning och ger erforderlig kontakt mellan de vätskor som faller nedåt och uppåtstigande ångor. De lättare ångorna lämnar destillationssektionen 193 och inkommer i den kontrollerade frysningszonen 192. Så snart de är i den kontrollerade frysningszonen, kontaktar ångorna vätska (sprayad återförd fryszonvätska) utkommande från munstycken eller sprayaggregat 194. Ångorna fortsätter därefter upp genom den övre destillationssektion 191. För effektiv separation av C02 från naturgasströmmen i kolonnen 190 erfordras kylning för att ge vätskerörelse i de övre sektionerna av kolonnen 190. l praktiken är i denna utföringsform kylningen till \det över partiet av kolonnen 190 åstadkommen med kylning utan återkoppling. l utföringsformen i figur 3, är den inkommande tillförda gasen uppdelad i två strömmar: strömmen 102 och strömmen 103. Strömmen 102 kyls i en eller flera värmeväxlare. l detta exempel används tre värmeväxlare 130, 131, 132 för att kyla strömmen 102 och tjäna som återkokare för att ge värme till kolonnens 190 destillationssektion 193. Strömmen 103 kyls av en eller flera värmeväxlare som är i värmeutbyte med en av bottenproduktströmmarna från kolonnen 190. Figur 3 visar tvá värmeväxlare 133 och 141 som värmer bottenprodukter utkommande från kolonnen 190. Antalet värmeväxlar för ästadkommande av kylning av den tillförda strömmen kommer emellertid att bero av ett antal faktorer, inkluderande men ej begränsade till, flödet eller flödeshastigheten hos inloppsgasen, inloppsgasens komposition, den tillförda gasens temperatur och värmeutbyteskrav. Även om så ej visas i figur 3, kan den tillförda strömmen 101 kylas av en procesström utkommande från toppen av kolonnen 190. Som alternativ kan den tillförda strömmen 101 kylas konventionella kylningssystem, exempelvis åtminstone partiellt av singelkomponent eller multikomponent kylningssystem med sluten återkoppling.
Strömmarna 102 och 103 rekombineras och den kombinerade strömmen matas genom en lämplig expansionsanordning, exempelvis en Joule- Thomson ventil 150, för att anta ungefär separationskolonnens 190 m ro _.A f Fl f- \* 16 driftstryck. Alternativt kan en turboexpanderare användas i stället för Joule- Thomson ventilen 150. Den snabba expansionen genom ventilen 150 ger en 105 destillationssektionen 193 till en punkt där temperaturen företrädesvis är kallexpanderad ström som riktas till den övre delen av tillräckligt hör för att undvika frysning av C02.
Den övre àngströmmen 106 från separationskolonnen 190 passerar genom en värmeväxlare 146 som värmer àngströmmen 106. Den värmda àngströmmen (strömmen 107) rekomprimeras mKed en enkelstegkompression eller multistegkompressorer. I detta exempel passerar strömmen 107 successivt genom två konventionella kompressorer 160 och 161. Efter varje kompressionssteg kyls strömmen 107 av efterkylare 138 och 139 företrädesvis med användning av omgivningsluft eller vattensom kylande medium. Strömmens 107 kompression och kylning producerar en gas som kan användas för avsalu till en naturgaspipeline eller för ytterligare processande. Kompressionen av àngströmmen 107 kommer vanligtvis att ske till åtminstone ett tryck som passar pipeline-konditionerna.
En andel av strömmen 107 efter passage genom kompressorn 160 kan valfritt uttas (strömmen 128) för användning som bränsle för den gasprocessande anläggningen. En annan andel av strömmen 107 uttas efter passage genom efterkylaren 139 (strömmen 110) i form av avsalugas. Den återstående andelen av strömmen 107 matas i form av strömmen 108 till värmeväxlarna 140, 136 och 137. Strömmen 108 kyls i värmeväxlarna 136 och 137 med kylfluid från den ström 124 som utkommer från bottnen av kolonnen 190. Strömmen 108 kyls därefter ytterligare i värmeväxlaren 145 genom värmeutbyte med den övre àngströmmen 106, vilket resulterar i värmning av strömmen 106. Strömmen 108 tryckexpanderas därefter med en lämplig expansionsanordning, exempelvis expanderare 158 till ungefär kolonnens 190 driftstryck. Strömmen 108 delas, en andel matas som PLNG (strömmen 126) med temperatur över omkring -112°C och ett tryck över omkring 1380 kPa (200 psia) för lagring eller transport. Den andra andelen 521 5iï7 17 (strömmen 109) inkommer i separationskolonnen 190. Kompressorns 161 utgångstryck regleras för att ge ett tryck som är tillräckligt högt så att tryckfallet över expanderaren 158 ger tillräckligt kylning för tillförsäkrande av att strömmarna 109 och 126 till övervägande delen är vätska berikad med metan. För produktion av ytterligare PLNG (strömmen 126) kan ytterliga kompression installeras efter kompressorn 160 och före värmeväxlaren 136.
För uppstartning av processen, matas strömmen 109 företrädesvis genom strömmen 109A och sprayas direkt in CFZ-sektionen 192 genom spraymunstycket 194. Efter uppstartning av processen, kan strömmen 109 (strömmen 109B) matas till den övre sektionen av separationskolonnen 190.
En C02 berikad vätskeproduktström 115 utkommer från bottnen av kolonnen 190. Strömmen 115 delas i två delar, strömmen 116 och strömmen 117.
Strömmen 116 passerar genom en lämplig expansionsanordning, exempelvis Joule-Thomson ventil 153 för att få ett lägre tryck. Den ström 124 som utkommer från ventilen 153 värms därefter i värmeväxlaren 136, och strömmen 124 passerar genom en ytterligare Joule-Thomson ventil 154 och ytterligare en värmeväxlare 137. Den resulterande strömmen 125 blandas därefter med ångströmmen 120 från separatom 181.
Strömmen 117 expanderas av en lämplig expansionsanordning, exempelvis expansionsventilen 151, och matas genom värmeväxlaren 133 och kyler därmed den tillförda strömmen 103. Strömmen 117 riktas därefter till separatorn 108, en konventionell gas-vätske separationsanordning. Ånga från separatorn 108 (strömmen 118) passerar genom en eller flera kompressorer och högtryckspumpar för att blåsa upp trycket. Figur 3 visar en serie av två kompressorer 164 och 165 samt pump 166 med konventionella kylare 143 och 144. Den produktström 122 som lämnar pumpen 166 i serien har tryck och temperatur lämpade för injektion i en underjordisk formation.
Vätskeprodukter som utkommer från separatorn 180 genom strömmen 119 matas genom en expansionsanordning, exempelvis expansionsventilen 152, 521 587 . . . t . 1 18 och matas därefter genom värmeväxlaren 141, som står i värmeutbytes- förhållande med den tillförda strömmen 103, varigenom den tillförda strömmen 103 kyls ytterligare. Strömmen 119 förs därefter till separatorn 181, separatorn 181 förs (strömmen 120) till en kompressor 163 som följs av en 120 blandas därefter strömmen 118. Eventuellt kondensat som finns i strömmen 121 kan en konventionell gas-vätske separationsanordning. Ångor från konventionell efterkylare 142. Strömmen med återvinnas genom konventionella flash- eller stabiliseringsprocesser och detta kan säljas, förbrännas, eller användas som bränsle. Även om separationssystemet i figurerna 1-3 enbart har en destillationskolonn (kolonn 31 i figur 1, kolonn 51 i figur 2 och kolonn 190 i figur 3), kan separationssystemen enligt uppflnningen omfatta tvà eller flera destillationskolonner. För att reducera den i figur 3 visade kolonnens 190 höjd, kan det exempelvis vara önskvärt att dela kolonnen 190 i två eller flera kolonner (ej visat i figurerna). Den första kolonnen inrymmer två sektioner, en destillationssektion och en kontrollerad fryszon ovan destillationssektionen, och den andra kolonnen inrymmer en destillationssektion, som utför samma funktion som sektionen 191 i figur 3. En multikomponent tillföd ström matas till den första destillationskolonnen. Bottenvätskorna från den andra kolonnen matas till den första kolonnens frysningszon. Den övre ångan i den första kolonnen matas till den andra kolonnens nedre område. Den andra kolonnen har samma kylningscykel med öppen återkoppling som kolonnen 190 i figur 3. En ängström från den andra destillationskolonnen uttas, kyls, och en andel därav återsänds till det övre området av den andra separationskolonnen.
EXEMPEL Simulerade mass och energibalanser utfördes för att illustrera utförings- formerna i figurerna 1 och 3, och resultaten finns angivna i tabellerna 1 respektive 2 nedan. För data presenterad i tabell 1, antogs att den övre produktströmmen var 100 % PLNG (strömmen 20 i figur 1) och att kylningssystemet var ett propan-etylen kaskadsystem. För data presenterade 5221 Éitï17 , , . _ . . . 19 i tabell 2, antogs att de övre produktströmmarna var 50 % PLNG (strömmen 126 i figur 3) och 50 % avsalugas (strömmen 110 i figur 3).
Nämnda data erhölls med användning av ett kommersiellt tillgängligt processimuleringsprogram benämnt HYSYSTM (tillgängligt från Hyprotech Ltd. Calgary, Kanada); andra kommersiellt tillgängliga processimulerings- program kan emellertid användas för att ta fram data, inkluderande exempelvis HYSIMTM, PROIIT” och ASPEN PLUST", vilka samtliga är välkända för fackmannen på området. l tabellerna presenterade data tillhandahålls för att ge en bättre förståelse av utföringsformerna i figurerna 1 och 3, men uppfinningen skall ej anses onödigtvis begränsad till detta.
Temperaturerna och flödeshastigheterna respektive flödena är ej att betrakta som begränsande för uppfinningen, utan en mångfald av variationer av temperaturer och flöden ligger inom ramen för densamma.
En ytterligare processimulering utfördes med användning av det i figur 1 visade grundläggande flödesschemat (med användning av samma inmatad strömkomposition och temperaturer som användes för erhållande av data i tabell 1) för att producera konventionell LNG vid nära atmosfärstryck och en temperatur av -161°C (-258°F). CFZ/den konventionella LNG-processen kräver avsevärt mera kylning än CFZ/PLNG-processen i figur 1. För att ta fram den kylning som erfordras för att producera LNG vid en temperatur av -161°C, mäste kylningssystemet expanderas från ett propan/etlyen- kaskadsystem till ett propan/etlyen/metan-kaskadsystem. Dessutom skulle strömmen 20 behöva kylas ytterligare med användning av metan och produkttrycket skulle behöva sänkas med användning av en vätske- expanderare eller Joule-Thomson ventil för produktion av LNG-produkt vid eller nära atmosfärstryck. Beroende de lägre temperaturerna, måste C02 i LNG avlägsnas till omkring 50 ppm för undvikande av driftsproblem förknippade med frysning av C02 i processen, jämfört med 2 % C02 i CFZ/PLNG-processen i figur 1. 521 5eÉï7 t” ti» Tabell 3 visar en jämförelse av kraven på kylningskompression för den konventionella LNG-processen och PLNG-processen i simuleringsexemplet i föregående stycke. Såsom framgår av tabell 1, var den erforderliga effekten för kylmediumkompression 67 % högre för produktion av konventionell LNG jämfört med produktion av PLNG i enlighet med tekniken enligt uppfinningen.
En fackman på området, i synnerhet en som haft fördelen av att dra lärdom av detta patent, kommer att finna ett otal modifikationer och variationer på de specifika processer som beskrivits. En mångfaid av temperaturer och tryck kan exempelvis användas enligt uppfinningen, beroende på konstruktionen i sin helhet av systemet och kompositionen av den tillförda gasen.
Kylningssekvensen för den tillförda gasen kan även supplementeras eller rekonfigureras beroende på de totala konstruktionsvillkoren för åstadkommande av optimala och effektiva värmeutbytesförhållanden.
Dessutom kan vissa processteg utföras genom tillsats av anordningar som är utbytbara mot de visade anordningarna. Separering och kylning kan exempelvis åstadkommas i en enda anordning. De specifikt beskrivna utföringsformerna och exemplen skall sålunda ej anses vara begränsande för uppfinningens omfång, som bestäms enbart av de bifogade kraven och deras ekvivalenter. 21 7 vu E . »Ko od oomdo movfiv mom? ovo- mvv mood mäš> »w .I NS QN oomæw SQQ Qom T oem- m3. 30.” §wfi> ON n/o NS od ooodo vvodo .Wow T ovo- ovv wood män? o? NB od ooodo vvodm Qom _.- odo- mvv wood mo=< v_, mo mom oomdo vmvdm Now mv- omv moñm æxw~m> mv v. _. mom ooNNNF ommám mo? En- omv moñæ 22.; NF wow f: oooáov moædv ooß- Now. omv nofim mxwoašmocøv I. . wow f: oooáow moædv oóo nov Foo vmfio mo=< o_. .io N00 :SQE L o - m. o. Ewa nav. mxwowšwoå x. BE nwuoo =So.___.\_ E 9. ...zmäoëwh lab... mmm Eobw OZJQNHÜ ufløomøoo. I _. =onw._. 0.0 0000 00 0.00 0.0 0.0 000.0 000.0 000 0.00 000.0 000.0 0000. 000 0.0 0000 00 0.00 0.0 0.0 000.00 000.0 000- 0.000- 000 000.0 00000> 000 H 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.0 0. 0.00- 00 000 000< 000 .. 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.0 0. 0.00- 000 000.0 000002002 000 . . 0.0 0000 00 0.00 0.0 0.0 000.00 000.00 00. 0.00. 000.0 000.00 000< 000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.00 000 0.00 000.0 000.00 000.0> 000 .... .. 0.00 0.0 0.0 0.0.. 0.00 000 000 00- 0.00- 00 000 00000> 000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.0 00- _ 0.00- 00 000 000,0 000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.0 0. 0.00- 000 000.0 00000> 000 n 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.00 0. 0.00- 000 000.0 0000 000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.00 00 0.00- 000 000.0. 00000> 000 m.. 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.0 00 0.00- 000 000.0 00000> 000 f: 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00 000.00 000.00 00 0.00- 000 000.0 00000> 000 1 0.0 0000 00 0.00 0.0 0.0 000.00 000.0 000 0.00 000.0 000.00 000,0 000 2 0.0 0000 00 0.00 0.0 0.0 000.00 000.00 000- 0.000- 000 . 000.0 00000> 000 0.0 .000 00 0.00 0.0 0.0 000.00 000.00 000 0.00 000.0 000.00 000.0 000 0.0 0000 00 0.00 0.0 0.0 000.00 000.00 00- 0.00- 000 000.0 0000 000 0.0 0000 00 0.00 0.0 0.0 000.00 000.00 000- 0.00- 000 000.0 00.2 000 0.0 0.0 0.00 0.0 0.00 000.000 000.00 00- 0.00- 000 000.0 000002002 000 0.0 0.0 0.00 0.0 0.00 000.00 000.0 00 0.0- 000 000.0 0000020000. 000 . 0.0 0.0 0.00 0.0 0.00 000.00 000.00 00 0.00 .000 000.0 000< 000 0.0 0.0 0.00 0.0 0.00 000.00 000.00 00 0.00 000 000.0. 0000. 000 0.0 0.0 0.00 0.0 0.00 000.000 000.00 00 0.00 000 000.0 000< 000 +00 m0... .IQ 02 000 .EEE n. .E0_oE-9. 0.. O. 00.00. 00.0. 000002092. .<0 _22 25.0 0.50... šwtwaëm... 0.90... mm". Eobw mcäaovcmä :Ez 050.00. v00: 0200505 0000009000. | ~ __mn0... 23 _./ Éw .xoš .ÉÉ Éb ošof :RQ æššë. :SB .vu OZJENmO ho å. .ro 1. íwë. Nëfiï mwwfimv fwqåf omwfimv EQSN =o_mww.aeo,_s==.we_a_ v~a__2w=_ ._23 9.. mww.o_. o _ mwv_o_. 50.3. o _ 50.3 ööwwflsncöx Eauwëšx :B22 mmm mm Ovm Om m9. vw Qom vv omv _.v OmO mm .öhommoLac-o! EEUø-EÖ. cfiåm mæšö .åxå Näää 03.9 08.2, OÉNQ .mkšóasox ešæeav. saoä ._w._owww._aEov_ 2223 ozä Nnö __@=2.=@>=8_ wamšën ozä Nnö ¶ __9_°_..=@>=$_ NHÖ NHÖ å. .bmrmm 2 ...xmumw Ešumššx >m cofiwfizßëox :t >ozwnšwto GZJQNmO UøE 024 __oco=:o>cov=Nn_0 >æ wmëofišm... I m =wnm._.
Claims (30)
1. Process för produktion av trycksatt vätska rik på metan från en multikomponent tillförd ström innehållande metan och en frysbar komponent med en relativ flyktighet lägre än den hos metan, omfattande (a) införing av den tillförda multikomponent strömmen i ett separations- system som har en frysningssektion arbetande vid ett tryck över omkring 1380 kPa (200 psia) och under sådana tillstånd som ger uppkomst av fastämnen i den frysbara komponenten, och en destillationssektion belägen under frysningssektionen, varvid nämnda separationssystem producerar en àngström rik på metan och en vätskeström rik på den frysbara komponenten; (b) kylning av åtminstone en andel av nämnda àngström för att producera till vätskeform överförd ström rik på metan med en temperatur över omkring -122°C (-170°F) och ett tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt; (c) uttagning av en första andel av den till vätskeform överförda strömmen i steg (b) i form av en till vätskeform överförd produktström rik på metan; och (d) införing av en andra andel av den till vätskeform överförda strömmen i steg (b) till nämnda separationssystem för åstadkommande av kylning för nämnda separationssystem.
2. Process enligt krav 1, ytterligare omfattande införing av den till vätskeform överförda produktströmmen i en lagringsanordning för lagring vid en temperatur över omkring -112°C (-170°F).
3. Process enligt krav 1, där kylningssteget (b) dessutom omfattar stegen av kompression av nämnda àngström till en högstrycksström, kylning av åtminstone andel av nämnda komprimerade ström i en värmeväxlare och expansion av den kylda, komprimerade strömmen till ett lägre tryck, varvid 10 15 20 25 30 25 den komprimerade strömmen kyls ytterligare för att producera en till vätskeform överförd ström rik på metan med en temperatur över omkring -112°C (-17OF) och tilltäckligt tryck för att vätskeprodukten skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt.
4. Process enligt krav 3, där kylningen av den komprimerade strömmen i värmeväxlaren görs genom indirekt värmeutbyte med ångströmmen i steg (a). \
5. Process enligt krav 3, ytterligare omfattande kylning av den vätskeström som producerats av nämnda separationssystem genom tryckexpansion och användning av den expanderade, kylda vätskeströmmen för att indirekt genom värmeutbyte kyla den komprimerade strömmen.
6. Process enligt krav 3, ytterligare omfattande reglering av den komprimerade strömmens tryck och den expanderade strömmens tryck för att förhindra uppkomst av fastämnen i den andra andelen av den till vätskeform överförda strömmen som införs i separationssystemet.
7. Process enligt krav 1, där nämnda separationssystem i steg (a) omfattar en första destillationskolonn och en andra destillationskolonn där nämnda första destillationskolonn omfattar en destillationssektion och en frysningszon ovanför destillationssektionen, nämnda andra destillations- kolonn omfattar en destillationssektion, ytterligare omfattande stegen av införing av nämnda tillförda multikomponentström i steg (a) i nämnda första destillationskolonn, matning av en övre ångström från nämnda frysningszon till ett lägre område av den andra destillationskolonnen, uttagning av en ångström från den andra destillationskolonnen och kylning av nämnda ångström enligt steg (b), matning av den andra andelen av den till vätskeform överförda strömmen l steg (d) till det övre området av nämnda andra separationskolonn, uttagning av en bottenvätskeström från nämnda andra 10 15 20 25 30 26 destillationskolonn och matning av bottenvätskeströmmen till den första destillationskolonnens frysningszon.
8. Process enligt krav 1, där separationssystemet omfattar en första destillationssektion, en andra destillationssektion under den första destillationssektionen och en frysningszon mellan de första och andra destillationssektionerna, varvid den andra andelen av den till vätskeform överförda strömmen i steg (d) införs till den förstoestillationssektionen.
9. Process enligt krav 1, där kylningen av nämnda àngström i steg (b) utförs i en värmeväxlare kyld av ett kylningssystem med sluten återkoppling.
10. Process enligt krav 9, där kylningssystemet med sluten återkoppling har propan som övervägande kylmedium.
11. Process enligt krav 9, där kylningssystemet med sluten återkoppling har ett kylmedium omfattande metan, etan, propan, butan, pentan, koldioxid, vätesulfid och kväve.
12. Process enligt krav 1, ytterligare omfattande, före steg (b), matning till processen av bortkokningsgas härrörande från evaporering av till vätskeform Överförd gas rik på metan.
13. Process enligt krav 1, där överföringen till vätskeform av nämnda gasström utförs med användning av två kylningssystem med sluten återkoppling i kaskadarrangemang.
14. Process enligt krav 1, där multikomponentgasströmmen i steg (b) har ett tryck över 3100 kPa (450 psia).
15. Process enligt krav 1, där den frysbara komponenten är koldioxid. 10 15 20 25 30 _l 27
16. Process enligt krav 1, där kylningssteget (b) ytterligare omfattar stegen av kompression av nämnda ångström till en komprimerad ström, kylning av åtminstone andel av nämnda komprimerade ström i en värmeväxlare, uttagning av en första andel av den kylda komprimerade strömmen i form av en produktgasström, och expansion av en andra andel av den kylda komprimerade strömmen till ett lägre tryck, varvid den komprimerade strömmen kyls ytterligare för att producera en till vätskeform överförd ström rik på metan med en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och ett tryck tillräckligt för att vätskeprodukten skall vara vid eller under dess bubbelpunkt.
17. Process för separation av en tillförd multikomponentström, omfattande åtminstone metan och åtminstone en frysbar komponent med relativ flyktighet lägre än den hos metan i och för framställning av en vätskeprodukt berikad på metan, omfattande: (a) införing av den tillförda multikomponentströmmen i ett separations- system, där nämnda separationssystem arbetar under sådana förhållanden att fastämnen uppkommer i den frysbara komponenten; (b) uttagning av en ångström från ett övre område av nämnda separationssytem; (c) kompression av nämnda ångström till en ström med högre tryck; (d) kylning av åtminstone andel av nämnda komprimerade ström med användning av kylning tillgänglig i ångströmmen i steg (b); (e) expansion av nämnda kylda komprimerade ström för att ytterligare kyla den komprimerade strömmen, varvid nämnda expanderade ström till övervägande delen är vätska; (f) matning av åtminstone en andel av nämnda expanderade ström till ett övre område av separationssystemet för att ge kylning åt nämnda separationssystem; och 10 15 20 25 30 28 (g) återvinning av en vätskeproduktström berikad på metan från den expanderade strömmen.
18. Process enligt krav 17, ytterligare omfattande återvinning av en andel av nämnda komprimerade ångström i steg (c) och kylning av den återstående andelen av nämnda ångström enligt steg (d).
19. Process enligt krav 17, där nämnda ångström i steg (b) värms före \ kompression i steg (c).
20. Process enligt krav 17, där separationssystemet omfattar en första destillationssektion, en andra destillationssektion under den första destillationssektionen, och en frysningszon mellan de första och andra destillationssektionerna, varvid den expanderade vätskeströmmen införs i den första destillationssektionen.
21. Process enligt krav 20, där nämnda tillförda multikomponentström införs under den första destillationssektionen.
22. Process enligt krav 17, ytterligare omfattande avlägsning av vätska från separationssystemet, kylning av vätska med en tryckexpansions- anordning, och åtminstone partiell förångning av nämnda vätska genom värmeutbyte med den komprimerade strömmen i steg (c).
23. Process enligt krav 17, ytterligare omfattande avlägsning av vätska från separationssystemet berikad med nämnda frysbara komponent, kylning av nämnda frysbara komponentberikade vätska med en tryckexpansions- anordning, och kylning av den tillförda multikomponentströmmen innan den inkommer i separationssystemet genom värmeväxling med nämnda expanderade, med frysbar komponent berikade vätska. 10 15 20 25 30 29
24. Process enligt krav 17, ytterligare omfattande kylning av multikomponentströmmen med en expansionsanordning innan den inkommer i separationssystemet.
25. Process enligt krav 17, där trycket för strömmen med högre tryck i steg (c) och trycket för den expanderade strömmen (e) är reglerat för att förhindra uppkomst av fastämnen i den tillförda strömmen till separationssystemet i steg (f). \
26. Process enligt krav 17, där den återvunna vätskeproduktströmmen i steg (g) har ett tryck över omkring 1380 kPa (200 psia).
27. Process för produktion av till vätskeform överförd naturgas vid ett tryck över omkring 1380 kPa (200 psia) från en tillförd multikomponentström innehållande metan och en frysbar komponent med en relativ flyktighet lägre än den hos metan, omfattande: (a) införing av den tillförda multikomponentströmmen i ett separations- system, där nämnda separationssystem arbetar under förhållanden som ger uppkomst av fastämnen i nämnda frysbara komponenten; (b) uttagning av en ångström från ett övre område av nämnda separationssystem; (c) komprimering av nämnda ångström till en ström med högre tryck; (d) kylning av åtminstone en andel av nämnda komprimerade ström med användning av kylning tillgänglig i ångströmmen i steg (b); (e) expansion av nämnda kylda komprimerade ström för att ytterligare kyla denna, varvid den expanderade strömmen till övervägande delen är vätska vid ett tryck över omkring 1380 kPa (200psia); (f) matning av åtminstone en andel av nämnda expanderade ström till ett övre parti av separationssystemet för att ge kylning åt nämnda separationssystem; och 10 15 20 25 30 (9)
28. 30 återvinning av en vätskeproduktström berikad på metan från den expanderade strömmen vid ett tryck över omkring 1380 kPa (200psia). Process för att till vätskeform överföra en muitikomponentström omfattande metan och åtminstone en frysbar komponent för produktion av en metanrik vätska med en temperatur över omkring -122°C och tillräckligt tryck för att vätskan skall förbli vid eller under dess bubbelpunkt, omfattande stegen av: (a) (b) (C)
29. införing av nämnda tillförda muitikomponentström som har ett tryck över omkring 1380 kPa (200psia) i ett separationssystem som arbetar under förhållanden som ger upphov till fastämnen i nämnda frysbara komponent i och för åstadkommande av en metanrik ängström och en vätskeström rik på nämnda komponent som övergått till fastämnesform i separationssystemet; överföring av ångströmmen till vätskeform medelst ett kylnings- system med sluten återkoppling för produktion av metanrik vätska med en temperatur över omkring -122°C och tillräckligt tryck för att vätskan skall förbli vid under dess bubbelpunkt; och införing av nämnda metanrika vätska i en lagringsbehållare för lagring vid en temperatur över -112°C. Process enligt krav 28, där överföringen till vätskeform av den inmatade strömmen utförs med ett kylningssystem med sluten återkoppling.
30. Process enligt krav 28, där, innan överföringen till vätskeform av den inmatade strömmen, processen ytterligare omfattar kombination av en bortkokningsgas härrörande från evaporering av den till vätskeform överförda naturgasen med ångströmmen från separationsströmmen.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US5146097P | 1997-07-01 | 1997-07-01 | |
US8767798P | 1998-06-02 | 1998-06-02 | |
PCT/US1998/013233 WO1999001706A1 (en) | 1997-07-01 | 1998-06-26 | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SE9904584D0 SE9904584D0 (sv) | 1999-12-15 |
SE9904584L SE9904584L (sv) | 1999-12-15 |
SE521587C2 true SE521587C2 (sv) | 2003-11-18 |
Family
ID=26729441
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SE9904584A SE521587C2 (sv) | 1997-07-01 | 1999-12-15 | Process för att till vätskeform överföra en naturgasström innehållande åtminstone en frysbar komponent |
Country Status (40)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5956971A (sv) |
EP (1) | EP0993585A4 (sv) |
JP (1) | JP4544654B2 (sv) |
KR (1) | KR100338881B1 (sv) |
CN (1) | CN1171063C (sv) |
AR (1) | AR015910A1 (sv) |
AT (1) | AT413600B (sv) |
AU (1) | AU735706B2 (sv) |
BG (1) | BG63828B1 (sv) |
BR (1) | BR9810069A (sv) |
CA (1) | CA2293590C (sv) |
CH (1) | CH694000A5 (sv) |
CO (1) | CO5040203A1 (sv) |
CZ (1) | CZ299017B6 (sv) |
DE (1) | DE19882493T1 (sv) |
DK (1) | DK199901814A (sv) |
DZ (1) | DZ2543A1 (sv) |
ES (1) | ES2214919B1 (sv) |
FI (1) | FI19992789A (sv) |
GB (1) | GB2344414B (sv) |
GE (1) | GEP20022623B (sv) |
HU (1) | HUP0003943A3 (sv) |
ID (1) | ID23875A (sv) |
IL (1) | IL133336A (sv) |
MY (1) | MY114067A (sv) |
NO (1) | NO314960B1 (sv) |
NZ (1) | NZ502041A (sv) |
OA (1) | OA11270A (sv) |
PE (1) | PE43199A1 (sv) |
PL (1) | PL189829B1 (sv) |
RO (1) | RO120220B1 (sv) |
RU (1) | RU2194930C2 (sv) |
SE (1) | SE521587C2 (sv) |
SK (1) | SK178699A3 (sv) |
TN (1) | TNSN98117A1 (sv) |
TR (1) | TR199903337T2 (sv) |
TW (1) | TW366409B (sv) |
UA (1) | UA48312C2 (sv) |
WO (1) | WO1999001706A1 (sv) |
YU (1) | YU70599A (sv) |
Families Citing this family (169)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1051587A4 (en) | 1998-01-08 | 2002-08-21 | Satish Reddy | SEPARATION OF CARBON DIOXIDE BY SELF-COOLING |
US6035662A (en) * | 1998-10-13 | 2000-03-14 | Praxair Technology, Inc. | Method and apparatus for enhancing carbon dioxide recovery |
MY117066A (en) | 1998-10-22 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Process for removing a volatile component from natural gas |
MY114649A (en) | 1998-10-22 | 2002-11-30 | Exxon Production Research Co | A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation |
MY115506A (en) | 1998-10-23 | 2003-06-30 | Exxon Production Research Co | Refrigeration process for liquefaction of natural gas. |
MY117068A (en) | 1998-10-23 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas |
TW446800B (en) | 1998-12-18 | 2001-07-21 | Exxon Production Research Co | Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers |
US6237347B1 (en) | 1999-03-31 | 2001-05-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers |
US6205813B1 (en) * | 1999-07-01 | 2001-03-27 | Praxair Technology, Inc. | Cryogenic rectification system for producing fuel and high purity methane |
MY122625A (en) | 1999-12-17 | 2006-04-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
US6510706B2 (en) * | 2000-05-31 | 2003-01-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas |
TW573112B (en) | 2001-01-31 | 2004-01-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons |
US6578654B2 (en) * | 2001-04-05 | 2003-06-17 | New Venture Gear, Inc. | Electronically-controlled coupling for all-wheel drive system |
US6581409B2 (en) * | 2001-05-04 | 2003-06-24 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same |
US7594414B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US7591150B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US7637122B2 (en) | 2001-05-04 | 2009-12-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same |
US20070137246A1 (en) * | 2001-05-04 | 2007-06-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium |
US7219512B1 (en) | 2001-05-04 | 2007-05-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
UA76750C2 (uk) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Спосіб зрідження природного газу (варіанти) |
US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
JP2004536176A (ja) * | 2001-06-29 | 2004-12-02 | 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 | メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法 |
US6560988B2 (en) | 2001-07-20 | 2003-05-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities |
EA006001B1 (ru) * | 2002-01-18 | 2005-08-25 | Кертин Юниверсити Оф Текнолоджи | Способ и устройство для получения сжиженного природного газа с удалением замерзающих твёрдых частиц |
US6743829B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-06-01 | Bp Corporation North America Inc. | Integrated processing of natural gas into liquid products |
US6751985B2 (en) | 2002-03-20 | 2004-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state |
US6672104B2 (en) * | 2002-03-28 | 2004-01-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas |
JP4138399B2 (ja) * | 2002-08-21 | 2008-08-27 | 三菱重工業株式会社 | 液化天然ガスの製造方法 |
AU2002951005A0 (en) * | 2002-08-27 | 2002-09-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment |
US20040093875A1 (en) * | 2002-11-19 | 2004-05-20 | Moses Minta | Process for converting a methane-rich vapor at one pressure to methane-rich vapor at a higher pressure |
AU2003900534A0 (en) | 2003-02-07 | 2003-02-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream |
FR2851936B1 (fr) * | 2003-03-04 | 2006-12-08 | Procede d'extraction du dioxyde de carbone et du dioxyde de soufre par anti-sublimation en vue de leur stockage | |
CN100513954C (zh) * | 2003-03-27 | 2009-07-15 | Bp北美公司 | 将天然气加工成液体产品的集成处理工艺 |
AU2005262666B2 (en) * | 2004-06-18 | 2011-02-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon fluid processing plant design |
WO2006029108A1 (en) * | 2004-09-08 | 2006-03-16 | Bp Corporation North America Inc. | Method for transporting synthetic products |
US7454923B2 (en) * | 2004-11-12 | 2008-11-25 | Praxair Technology, Inc. | Light component separation from a carbon dioxide mixture |
CA2583120C (en) * | 2004-12-03 | 2014-03-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integrated acid gas and sour gas reinjection process |
US20060156758A1 (en) * | 2005-01-18 | 2006-07-20 | Hyung-Su An | Operating system of liquefied natural gas ship for sub-cooling and liquefying boil-off gas |
EA010963B1 (ru) * | 2005-02-24 | 2008-12-30 | Твистер Б.В. | Способ и система охлаждения потока природного газа и разделения охлажденного потока на различные фракции |
WO2006092847A1 (ja) * | 2005-03-01 | 2006-09-08 | Toshihiro Abe | 二酸化炭素の液化方法及び二酸化炭素回収装置 |
JP5107896B2 (ja) * | 2005-04-12 | 2012-12-26 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 天然ガス流の液化方法及び装置 |
WO2007021351A1 (en) * | 2005-08-09 | 2007-02-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Natural gas liquefaction process for lng |
FR2894838B1 (fr) * | 2005-12-21 | 2008-03-14 | Gaz De France Sa | Procede et systeme de capture du dioxyde de carbone present dans des fumees |
US7644993B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
EP2047193A2 (en) * | 2006-06-23 | 2009-04-15 | T Baden Hardstaff Limited | Lng production |
US20080016910A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Adam Adrian Brostow | Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
US7516787B2 (en) | 2006-10-13 | 2009-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures |
CN101563524B (zh) | 2006-10-13 | 2013-02-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位加热开发油页岩与开发更深的烃源结合 |
JO2670B1 (en) * | 2006-10-13 | 2012-06-17 | ايكسون موبيل ابستريم ريسيرتش | Improved shale oil production through in situ heating using hydraulic shatter production wells |
US9121636B2 (en) * | 2006-11-16 | 2015-09-01 | Conocophillips Company | Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility |
ATE461738T1 (de) * | 2006-11-22 | 2010-04-15 | Shell Int Research | Verfahren und vorrichtung zur bereitstellung von einheitlichkeit von dampf- und flüssigphase in einem gemischten strom |
EP1936307A1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-25 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream |
US20100018248A1 (en) * | 2007-01-19 | 2010-01-28 | Eleanor R Fieler | Controlled Freeze Zone Tower |
CA2674618C (en) * | 2007-01-19 | 2015-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery |
US7883569B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-02-08 | Donald Leo Stinson | Natural gas processing system |
BRPI0808508A2 (pt) | 2007-03-22 | 2014-08-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para aquecer uma formação de subsuperfície e uma formação rochosa rica em compostos orgânicos, e, método para produzir um fluido de hidrocarboneto |
AU2008227167B2 (en) | 2007-03-22 | 2013-08-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
US20080264099A1 (en) * | 2007-04-24 | 2008-10-30 | Conocophillips Company | Domestic gas product from an lng facility |
AU2008253749B2 (en) | 2007-05-15 | 2014-03-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
CA2680695C (en) | 2007-05-15 | 2013-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
CA2686830C (en) * | 2007-05-25 | 2015-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
DE102007032536B4 (de) * | 2007-07-12 | 2013-04-18 | Biogas Süd Entwicklungsgesellschaft OHG | Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von flüssigem und/oder gasförmigem Methan |
US9574713B2 (en) | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers and associated methods |
US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
US8899074B2 (en) * | 2009-10-22 | 2014-12-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams |
US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
US8555672B2 (en) | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
US8061413B2 (en) | 2007-09-13 | 2011-11-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing |
US8020406B2 (en) * | 2007-11-05 | 2011-09-20 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas |
US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
US20100281916A1 (en) * | 2008-01-11 | 2010-11-11 | Rick Van Der Vaart | Process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants |
US8973398B2 (en) | 2008-02-27 | 2015-03-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas |
US8230929B2 (en) | 2008-05-23 | 2012-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of producing hydrocarbons for substantially constant composition gas generation |
US20110094264A1 (en) * | 2008-05-30 | 2011-04-28 | Geers Henricus Abraham | Producing purified hydrocarbon gas from a gas stream comprising hydrocarbons and acidic contaminants |
US8381544B2 (en) * | 2008-07-18 | 2013-02-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for liquefaction of natural gas |
US20100107687A1 (en) * | 2008-11-06 | 2010-05-06 | Diki Andrian | Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants |
FR2940414B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2012-10-26 | Air Liquide | Procede de capture du dioxyde de carbone par cryo-condensation |
FR2940413B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2013-01-11 | Air Liquide | Procede de capture du co2 par cryo-condensation |
US8616279B2 (en) | 2009-02-23 | 2013-12-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
WO2010123598A1 (en) * | 2009-04-20 | 2010-10-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases |
BRPI1015966A2 (pt) | 2009-05-05 | 2016-05-31 | Exxonmobil Upstream Company | "método para tratar uma formação subterrânea, e, meio de armazenamento legível por computador." |
WO2011014059A1 (en) | 2009-07-30 | 2011-02-03 | Twister B.V. | Tapered throttling valve |
EA024798B1 (ru) * | 2009-07-30 | 2016-10-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система для удаления кислых газов |
BR112012004852A2 (pt) * | 2009-09-09 | 2016-04-12 | Exxonmobil Upstream Res Comapny | sistema para remover gases ácidos de uma corrente de gás cru, e, método para remover gases ácidos de uma corrente de gás cru desidratado |
AU2010299507B2 (en) * | 2009-09-28 | 2015-02-26 | Koninklijke Philips Electronics N.V. | System and method for liquefying and storing a fluid |
AT508831B1 (de) * | 2009-10-02 | 2012-09-15 | Ge Jenbacher Gmbh & Co Ohg | Verfahren zur aufbereitung von erdölbegleitgas |
MY159666A (en) * | 2009-11-02 | 2017-01-13 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
NO333898B1 (no) * | 2009-12-22 | 2013-10-14 | Waertsilae Oil & Gas Systems As | Fremgangsmåte og system for lasting av varm cargo |
MX338688B (es) | 2010-01-22 | 2016-04-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | Eliminacion de gases acidos de una corriente de gas, con captura y secuestro de co2. |
CN102740941A (zh) | 2010-02-03 | 2012-10-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法 |
EA021771B1 (ru) * | 2010-03-02 | 2015-08-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения потока газообразных углеводородов с малым содержанием загрязнений |
US20110259044A1 (en) * | 2010-04-22 | 2011-10-27 | Baudat Ned P | Method and apparatus for producing liquefied natural gas |
US20120000242A1 (en) * | 2010-04-22 | 2012-01-05 | Baudat Ned P | Method and apparatus for storing liquefied natural gas |
FR2959512B1 (fr) * | 2010-04-29 | 2012-06-29 | Total Sa | Procede de traitement d'un gaz naturel contenant du dioxyde de carbone |
MY160789A (en) * | 2010-06-03 | 2017-03-15 | Ortloff Engineers Ltd | Hydrocarbon gas processing |
BR112013000263A2 (pt) * | 2010-07-30 | 2016-05-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistemas criogênicos para remover gases ácidos de uma corrente de gás de hidrocarboneto usando dispostivos de separação em co-corrente |
BR112013001022A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-24 | Exxonmobil Upstream Res Compony | redução de olefina para geração de óleo por pirólise in situ |
BR112013000931A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | integridade mecânica de poço para a pirólise in situ |
SG184493A1 (en) * | 2010-10-15 | 2012-11-29 | Daewoo Shipbuilding & Marine | Method for producing pressurized liquefied natural gas, and production system used in same |
US8764885B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-07-01 | Sustainable Energy Solutions, Llc | Systems and methods for separating condensable vapors from gases by direct-contact heat exchange |
US20120168137A1 (en) * | 2011-01-03 | 2012-07-05 | Osvaldo Del Campo | Compressed natural gas (cng) sub-cooling system for cng-filling stations |
AU2012258510B2 (en) | 2011-05-26 | 2016-09-22 | Sustainable Energy Solutions, Llc | Systems and methods for separating condensable vapors from light gases or liquids by recuperative cryogenic processes |
AU2012332851B2 (en) | 2011-11-04 | 2016-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
WO2013095828A1 (en) * | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of separating carbon dioxide from liquid acid gas streams |
CA2763081C (en) * | 2011-12-20 | 2019-08-13 | Jose Lourenco | Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants. |
US9593883B2 (en) | 2011-12-27 | 2017-03-14 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Module for treatment of carbon dioxide and treatment method thereof |
US9964352B2 (en) | 2012-03-21 | 2018-05-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream |
CN102620524B (zh) * | 2012-04-16 | 2014-10-15 | 上海交通大学 | 带凝华脱除co2的级联式天然气带压液化工艺 |
AU2013256823B2 (en) | 2012-05-04 | 2015-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
US10655911B2 (en) | 2012-06-20 | 2020-05-19 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path |
KR101341798B1 (ko) * | 2012-08-10 | 2013-12-17 | 한국과학기술원 | 천연가스 액화시스템 |
US20140157822A1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-06-12 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Thermal performing refrigeration cycle |
AU2014340644B2 (en) | 2013-10-22 | 2017-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
US9829247B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-11-28 | Exxonmobil Upstream Reseach Company | Method and device for separating a feed stream using radiation detectors |
WO2015084495A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower |
US9562719B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-02-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower |
AU2014357668B2 (en) * | 2013-12-06 | 2017-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of modifying a liquid level during start-up operations |
US9874395B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower |
CN105723171B (zh) | 2013-12-06 | 2018-06-05 | 埃克森美孚上游研究公司 | 采用加热设施使固体粘合不稳定和/或防止固体粘合的分离烃和污染物的方法和装置 |
US9869511B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-01-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly |
AU2014357667B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism |
WO2015084497A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower |
US9696086B2 (en) * | 2014-01-28 | 2017-07-04 | Dresser-Rand Company | System and method for the production of liquefied natural gas |
US9504984B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Generating elemental sulfur |
EA032849B1 (ru) | 2014-04-22 | 2019-07-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ запуска дистилляционной колонны и система для его осуществления |
US9784498B2 (en) | 2014-06-11 | 2017-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for separating a feed gas in a column |
SG11201609648TA (en) | 2014-07-08 | 2017-01-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and system for separating fluids in a distillation tower |
CA2958091C (en) | 2014-08-15 | 2021-05-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
AU2015336969B2 (en) | 2014-10-22 | 2018-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower |
MX2017005037A (es) | 2014-11-17 | 2017-06-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Mecanismo de intercambio de calor para remover contaminantes de una corriente de vapor de hidrocarburos. |
AU2015350480A1 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation |
CA2972696C (en) | 2014-12-30 | 2019-06-11 | Nicholas F. Urbanski | Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower |
US20160216030A1 (en) | 2015-01-23 | 2016-07-28 | Air Products And Chemicals, Inc. | Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas |
AU2016223296B2 (en) | 2015-02-27 | 2018-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process |
JP6423297B2 (ja) * | 2015-03-20 | 2018-11-14 | 千代田化工建設株式会社 | Bog処理装置 |
US10619918B2 (en) | 2015-04-10 | 2020-04-14 | Chart Energy & Chemicals, Inc. | System and method for removing freezing components from a feed gas |
TWI707115B (zh) | 2015-04-10 | 2020-10-11 | 美商圖表能源與化學有限公司 | 混合製冷劑液化系統和方法 |
US10274252B2 (en) | 2015-06-22 | 2019-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation |
US10006698B2 (en) * | 2015-07-27 | 2018-06-26 | GE Oil & Gas, Inc. | Using methane rejection to process a natural gas stream |
CN108431184B (zh) * | 2015-09-16 | 2021-03-30 | 1304342阿尔伯塔有限公司 | 在气体减压站制备天然气以生产液体天然气(lng)的方法 |
US10365037B2 (en) | 2015-09-18 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system |
MY187623A (en) | 2015-09-24 | 2021-10-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels |
RU2626612C2 (ru) * | 2015-12-16 | 2017-07-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Автономная установка очистки сжиженного природного газа (варианты) |
CN105716372B (zh) * | 2016-03-01 | 2018-05-25 | 神华集团有限责任公司 | 粗煤气脱碳脱硫的方法 |
MX2018011641A (es) | 2016-03-30 | 2019-01-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Fluido de yacimiento auto-generado para recuperacion de petroleo mejorada. |
US11668522B2 (en) | 2016-07-21 | 2023-06-06 | Air Products And Chemicals, Inc. | Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction |
US10605522B2 (en) * | 2016-09-01 | 2020-03-31 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configurations for LNG liquefaction |
RU2636966C1 (ru) * | 2016-11-14 | 2017-11-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ производства сжиженного природного газа |
US20190099693A1 (en) * | 2017-10-04 | 2019-04-04 | Larry Baxter | Combined Solids-Producing Direct-Contact Exchange and Separations |
CN108151442A (zh) * | 2017-12-04 | 2018-06-12 | 中国科学院理化技术研究所 | 原料气中lng的低温制取系统 |
CN109916136A (zh) * | 2017-12-13 | 2019-06-21 | 中船重工鹏力(南京)超低温技术有限公司 | Bog原料气低温提纯并制取lng的系统 |
RU187598U1 (ru) * | 2017-12-18 | 2019-03-13 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") | Установка частичного сжижения природного газа |
CN110130870A (zh) * | 2018-02-09 | 2019-08-16 | 上海利策科技股份有限公司 | 一种油气田的气体的处理的方法及设备 |
WO2020005553A1 (en) | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) | Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower |
WO2020005552A1 (en) | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower |
FR3099818B1 (fr) * | 2019-08-05 | 2022-11-04 | Air Liquide | Dispositif de réfrigération et installation et procédé de refroidissement et/ou de liquéfaction |
US11353261B2 (en) * | 2019-10-31 | 2022-06-07 | Air Products And Chemicals, Inc. | Lights removal from carbon dioxide |
RU201895U1 (ru) * | 2020-10-26 | 2021-01-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова» | Устройство для очистки биогаза |
FR3123966B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Installation combinée de séparation cryogénique et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone compris dans un flux de biogaz |
FR3123969B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec pré-séparation en amont de la colonne de distillation |
FR3123971B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Purification cryogénique de biogaz avec soutirage à un étage intermédiaire et solidification externe de dioxyde de carbone. |
FR3123968B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du CO2 comprenant le soutirage de vapeur d’un étage intermédiaire de la colonne de distillation |
FR3123972B1 (fr) * | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Méthode de séparation et de liquéfactions de méthane et de dioxyde de carbone avec élimination des impuretés de l’air présente dans le méthane. |
CN114225446B (zh) * | 2021-12-14 | 2024-05-14 | 天津商业大学 | 一种蒸馏蒸气直接压缩回热的蒸馏装置和方法 |
CN115468379A (zh) * | 2022-08-29 | 2022-12-13 | 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 | 船用氨蒸发气再液化系统 |
Family Cites Families (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3298805A (en) * | 1962-07-25 | 1967-01-17 | Vehoc Corp | Natural gas for transport |
GB997507A (en) * | 1963-11-04 | 1965-07-07 | Couch Internat Methane Ltd | Process for the cold separation of gas mixtures |
US3477509A (en) * | 1968-03-15 | 1969-11-11 | Exxon Research Engineering Co | Underground storage for lng |
US3690114A (en) * | 1969-11-17 | 1972-09-12 | Judson S Swearingen | Refrigeration process for use in liquefication of gases |
IT1038286B (it) * | 1975-05-20 | 1979-11-20 | Snam Progetti | Procedimento per la rimozione della co2 dal gas naturale mediante distillazione |
US4157904A (en) * | 1976-08-09 | 1979-06-12 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4152129A (en) * | 1977-02-04 | 1979-05-01 | Trentham Corporation | Method for separating carbon dioxide from methane |
US4278457A (en) * | 1977-07-14 | 1981-07-14 | Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4284423A (en) * | 1978-02-15 | 1981-08-18 | Exxon Research & Engineering Co. | Separation of carbon dioxide and other acid gas components from hydrocarbon feeds containing admixtures of methane and hydrogen |
DE2820212A1 (de) * | 1978-05-09 | 1979-11-22 | Linde Ag | Verfahren zum verfluessigen von erdgas |
GB2052717B (en) * | 1979-06-26 | 1983-08-10 | British Gas Corp | Storage and transport of liquefiable gases |
US4462814A (en) * | 1979-11-14 | 1984-07-31 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separations of gas mixtures containing methane, carbon dioxide and other components |
US4370156A (en) * | 1981-05-29 | 1983-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures |
JPS57204784A (en) * | 1981-06-12 | 1982-12-15 | Hajime Nishimura | Manufacture of low-temperature liquefied gas |
GB2106623B (en) * | 1981-06-19 | 1984-11-07 | British Gas Corp | Liquifaction and storage of gas |
US4383842A (en) * | 1981-10-01 | 1983-05-17 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separation of methane and carbon dioxide |
US4451274A (en) * | 1981-10-01 | 1984-05-29 | Koch Process Systems, Inc. | Distillative separation of methane and carbon dioxide |
US4449994A (en) * | 1982-01-15 | 1984-05-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low energy process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas |
US4445917A (en) * | 1982-05-10 | 1984-05-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for liquefied natural gas |
US4445916A (en) * | 1982-08-30 | 1984-05-01 | Newton Charles L | Process for liquefying methane |
US4533372A (en) * | 1983-12-23 | 1985-08-06 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone |
US4541852A (en) * | 1984-02-13 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Deep flash LNG cycle |
DE3408760A1 (de) * | 1984-03-09 | 1985-09-12 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zur gewinnung von c(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen |
US4617039A (en) * | 1984-11-19 | 1986-10-14 | Pro-Quip Corporation | Separating hydrocarbon gases |
US4675035A (en) * | 1986-02-24 | 1987-06-23 | Apffel Fred P | Carbon dioxide absorption methanol process |
DE3736502C1 (de) * | 1987-10-28 | 1988-06-09 | Degussa | Vakuumofen zur Waermebehandlung metallischer Werkstuecke |
US4869740A (en) * | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4923493A (en) * | 1988-08-19 | 1990-05-08 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane |
US5062270A (en) * | 1990-08-31 | 1991-11-05 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream |
US5265428A (en) * | 1990-10-05 | 1993-11-30 | Exxon Production Research Company | Bubble cap tray for melting solids and method for using same |
GB9103622D0 (en) * | 1991-02-21 | 1991-04-10 | Ugland Eng | Unprocessed petroleum gas transport |
US5120338A (en) * | 1991-03-14 | 1992-06-09 | Exxon Production Research Company | Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone |
US5157925A (en) * | 1991-09-06 | 1992-10-27 | Exxon Production Research Company | Light end enhanced refrigeration loop |
US5615561A (en) * | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
DE4440407C1 (de) * | 1994-11-11 | 1996-04-04 | Linde Ag | Verfahren zum Gewinnen einer Ethan-reichen Fraktion zum Wiederauffüllen eines Ethan-enthaltenden Kältekreislaufs eines Verfahrens zum Verflüssigen einer kohlenwasserstoffreichen Fraktion |
NO180469B1 (no) * | 1994-12-08 | 1997-05-12 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs |
EP0723125B1 (en) * | 1994-12-09 | 2001-10-24 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho | Gas liquefying method and plant |
US5566554A (en) * | 1995-06-07 | 1996-10-22 | Kti Fish, Inc. | Hydrocarbon gas separation process |
US5555748A (en) * | 1995-06-07 | 1996-09-17 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5664931A (en) * | 1995-08-02 | 1997-09-09 | R. A. Jones & Co., Inc. | Edge lifting end effector |
-
1998
- 1998-06-17 TW TW087109686A patent/TW366409B/zh active
- 1998-06-18 CO CO98034690A patent/CO5040203A1/es unknown
- 1998-06-19 AR ARP980102971A patent/AR015910A1/es active IP Right Grant
- 1998-06-25 PE PE1998000561A patent/PE43199A1/es not_active Application Discontinuation
- 1998-06-26 BR BR9810069-6A patent/BR9810069A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 TR TR1999/03337T patent/TR199903337T2/xx unknown
- 1998-06-26 PL PL98337614A patent/PL189829B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 GE GEAP19985114A patent/GEP20022623B/en unknown
- 1998-06-26 DE DE19882493T patent/DE19882493T1/de not_active Withdrawn
- 1998-06-26 GB GB9930048A patent/GB2344414B/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 JP JP50724499A patent/JP4544654B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 CA CA002293590A patent/CA2293590C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 CH CH00015/00A patent/CH694000A5/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 WO PCT/US1998/013233 patent/WO1999001706A1/en not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 CN CNB988064359A patent/CN1171063C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 ES ES009950078A patent/ES2214919B1/es not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 AT AT0908298A patent/AT413600B/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 RO RO99-01378A patent/RO120220B1/ro unknown
- 1998-06-26 AU AU81679/98A patent/AU735706B2/en not_active Ceased
- 1998-06-26 UA UA99127084A patent/UA48312C2/uk unknown
- 1998-06-26 US US09/105,845 patent/US5956971A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 RU RU99128052/06A patent/RU2194930C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 KR KR1019997012530A patent/KR100338881B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 NZ NZ502041A patent/NZ502041A/en unknown
- 1998-06-26 HU HU0003943A patent/HUP0003943A3/hu unknown
- 1998-06-26 EP EP98931595A patent/EP0993585A4/en not_active Withdrawn
- 1998-06-26 IL IL13333698A patent/IL133336A/xx active IP Right Grant
- 1998-06-26 CZ CZ0456099A patent/CZ299017B6/cs not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 ID IDW20000102A patent/ID23875A/id unknown
- 1998-06-26 SK SK1786-99A patent/SK178699A3/sk unknown
- 1998-06-27 MY MYPI98002931A patent/MY114067A/en unknown
- 1998-06-29 TN TNTNSN98117A patent/TNSN98117A1/fr unknown
- 1998-06-30 DZ DZ980153A patent/DZ2543A1/xx active
-
1999
- 1999-12-13 BG BG103999A patent/BG63828B1/bg unknown
- 1999-12-15 SE SE9904584A patent/SE521587C2/sv not_active IP Right Cessation
- 1999-12-17 OA OA9900292A patent/OA11270A/fr unknown
- 1999-12-17 DK DK199901814A patent/DK199901814A/da not_active Application Discontinuation
- 1999-12-27 FI FI992789A patent/FI19992789A/sv not_active IP Right Cessation
- 1999-12-28 YU YU70599A patent/YU70599A/sh unknown
- 1999-12-29 NO NO19996557A patent/NO314960B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SE521587C2 (sv) | Process för att till vätskeform överföra en naturgasström innehållande åtminstone en frysbar komponent | |
KR100338879B1 (ko) | 개선된 천연 가스 액화 방법 | |
RU2215952C2 (ru) | Способ разделения потока многокомпонентного исходного материала под давлением путем использования дистилляции | |
RU2224961C2 (ru) | Способ удаления летучих компонентов из природного газа | |
JP5138381B2 (ja) | 液化天然ガス流の製造方法及び装置 | |
KR100338880B1 (ko) | 천연 가스의 액화를 위한 다중 성분 냉동 방법 | |
HU222696B1 (hu) | Eljárás túlnyomásos, metándús gázáram, különösen földgáz cseppfolyósítására | |
US20030177786A1 (en) | Separating nitrogen from methane in the production of LNG | |
NO312857B1 (no) | Fremgangsmåte ved separasjon av en flerkomponent gasström inneholdende minst en frysbar komponent | |
NO151800B (no) | Fremgangsmaate ved utskillelse av sure gasser fra methan ved kryogen destillasjon | |
US4770683A (en) | Distillation process with high thermo-dynamic efficiencies | |
OA11273A (en) | Riser or Hybrid Column for Fluid Transfer | |
MXPA99011351A (en) | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component | |
MXPA99011348A (es) | Proceso mejorado para licuefaccion de gas natural | |
MXPA99011347A (es) | Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
NUG | Patent has lapsed |