WO2018151618A1 - Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии - Google Patents

Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии Download PDF

Info

Publication number
WO2018151618A1
WO2018151618A1 PCT/RU2017/000084 RU2017000084W WO2018151618A1 WO 2018151618 A1 WO2018151618 A1 WO 2018151618A1 RU 2017000084 W RU2017000084 W RU 2017000084W WO 2018151618 A1 WO2018151618 A1 WO 2018151618A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
pressure
temperature
pipeline
transporting
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000084
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Владимир Иванович САВИЧЕВ
Original Assignee
Владимир Иванович САВИЧЕВ
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Владимир Иванович САВИЧЕВ filed Critical Владимир Иванович САВИЧЕВ
Priority to PCT/RU2017/000084 priority Critical patent/WO2018151618A1/ru
Publication of WO2018151618A1 publication Critical patent/WO2018151618A1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F17D1/065—Arrangements for producing propulsion of gases or vapours
    • F17D1/07—Arrangements for producing propulsion of gases or vapours by compression

Definitions

  • the invention relates to a fuel and energy complex, in particular, to a method for transporting liquefied natural gases over significant distances from a source to a consumer.
  • the basic technology of transport and distribution of natural gas is a piping system under pressure.
  • An alternative technology for transporting natural gas in a liquefied state is to convert natural gas to a liquefied state by cooling at a temperature of about -160 ° C and atmospheric pressure, while its volume is reduced by 600 times.
  • transportation of liquefied natural gas (LNG) has disadvantages. Liquefying gas to cryogenic temperatures requires significant refrigeration capacities that exceed the cost of building a tanker fleet, which is necessary for transporting the resulting LNG.
  • a known method of transporting liquefied natural gas rich in methane (RF patent N ° 2228486, IPC .F17D1 / 02, published May 10, 2004), in which gas is supplied to the pipeline at an inlet pressure that is substantially higher than the gas pressure at the outlet of the pipeline, while reducing the gas temperature as a result of the Joule-Thomson effect caused by the pressure drop in the pipeline, regulate the inlet pressure to achieve a predetermined pressure at the outlet of the pipeline, liquefy the gas leaving the pipeline to obtain liquefied gas having a temperature above about ⁇ 1 12 ° C. and a pressure sufficient to keep the liquid at or below its boiling point, and additionally transport liquefied natural gas under pressure in a suitable container.
  • a known method of transporting gas through a gas pipeline including the preparation of liquefied gas by drying and gasification, moreover, the gas is dried at the inlet to the pipeline by lowering the dew point temperature using filters dehumidifiers of liquefied gases, in the process of gasification of liquefied gas, set higher values of the input gas parameters for flow, pressure and temperature, and at the exit of gas pipelines measure the current values of the gas output parameters by flow rate, pressure, temperature and dew point temperature, the value of which adjusts the amount of gas dehydration to the required value by lowering the gas flow rate and temperature at the outlet and lowering the dew point temperature of the gas at the inlet, the whole process of transporting highly dried compressed gas carried out by a long humidified pipeline in conditions of lowering ambient temperature.
  • the disadvantage of this method is that the gas is liquefied at a temperature below -80 ° C, which requires increased costs for refrigeration units.
  • the objective of the invention is to increase the efficiency of the main gas pipeline by increasing its throughput.
  • the technical result of the invention is to increase the flux density of the transported gas due to the use of the near-critical region of pressure and temperature when converting natural gas to a liquefied state.
  • the specified technical result is achieved by a method of transporting gas in a liquefied state, including the preparation of field gas, adiabatic expansion of the gas with lowering its temperature to convert the gas to a liquefied state, including the formation of the inlet pressure and gas temperature in accordance with the dependence of the change in gas pressure and temperature during the adiabatic expansion, as a result of which they provide the near-critical state of gas for entering the gas pipeline a differential pressure gradient along the gas pipeline route and thermal insulation of the gas pipeline walls to maintain a stable temperature regime.
  • the preparation of field gas includes drying by moisture with a dew point of -30 ° C and, optionally, drying by hydrocarbons with a given dew point.
  • the pressure head pressure gradient is supported by booster pumping stations along the gas pipeline.
  • a stable temperature regime is maintained taking into account the existence of a liquid-gas phase transition boundary.
  • the method of transporting gas is implemented as follows.
  • Gas from the field comes under its own pressure through the collection system to the gas treatment unit, where in the preliminary preparation unit, droplets and solids are separated.
  • the following is a process for drying gas from moisture.
  • the gas under natural pressure is subjected to stepwise cooling with the separation of water condensate in the separators of gravitational or gas-dynamic type.
  • the residual content of water condensate is about 5% of the initial volumetric moisture saturation or about 2-3 g / m 3 .
  • Steps with zero and negative temperatures at operating pressures of the order of 10-12 MPa will obviously be in the field of hydrate formation, which will require the use of hydrate formation inhibitors, for example methanol, which in this case automatically play the role of antifreeze.
  • Typical concentrations of methanol consumption are 1-2 kg / 1000 m 3 .
  • the cooling circuit of the gas pre-treatment unit is implemented in positive external temperatures due to the recovery of cold from the outlet stream.
  • the next stage of preparation is the adiabatic expansion process with the transfer of gas into the near-critical region of pressures and temperatures.
  • the gas inlet pressure should be of the order of Pbx ⁇ 2 * Pcr at a temperature of Tpx ⁇ (H -10 ° C.
  • Tcr ⁇ - 5 ⁇ - 80 ° ⁇ , ⁇ influence counter ⁇ 4.5-7 MPa.
  • the gas loses about 7 KJ / mol (values are typical for methane). At a daily flow rate of 1 million nm of gas, this requires about 3.4 MW of refrigeration capacity.
  • the gas passes through the 2-phase region during adiabatic cooling with the release of the condensate fraction enriched in ⁇ + components. due to separation in a vortex flow, or stepwise with intermediate separators of gravitational type.
  • the residual content of water condensate turns into a finely dispersed crystalline suspension in a stream of liquefied gas. Suspension separation is carried out in gravity-type separators or in a gas-dynamic way.
  • a stable mode of gas transport is realized by maintaining the necessary hydraulic pressure gradient along the gas pipeline route. Calculations show that the characteristic pressure gradient is 0.1–10.15 bar / km. Thus, depending on the terrain and the selected technological mode of transport, booster pumping stations (BPS) should be located at a distance of about 100-200 km from each other.
  • BPS booster pumping stations
  • thermohydraulic calculation shows, a standard layer of thermal insulation from polyurethane foam (PUF) with a thickness of 50 mm or more is already sufficient to achieve conditions when the gas is not heated during transport and cools due to the positive Joule-Thomson effect, i.e. there is a decrease in gas temperature with a decrease in pressure due to the work done by the gas.
  • the characteristic temperature gradient is about 1K / 100 km.
  • a limitation on the use of standard thermal insulation materials of the PPU type in the range of cryogenic temperatures of the order of -100 ° C may be a significant volume fraction of the condensation of a gas-filling agent (carbon dioxide, cyclopentane) with the effect of increasing the thermal conductivity and reducing structural rigidity.
  • a gas-filling agent carbon dioxide, cyclopentane
  • the solution is to use a double insulating layer, where as the first An insulating layer directly adjacent to the cold wall of the pipe uses a class of materials that has been actively developed over the past two decades, namely airgels, with further foaming of the PUF along the outer contour until the specified thickness of the overall sandwich-heat-insulating layer is reached.
  • CSNs are a classic version of quasi-isothermal liquid pumps operating in the low-temperature region.
  • Such high-performance pumps can be performed, for example, according to the scheme - a centrifugal pump with a gas turbine drive.
  • the energy balance shows that in order to maintain stable gas transport of 1 million nm / day, the pump unit installed at the pump station will require about 100 kW at an efficiency of at least 50%.
  • the pump unit installed at the pump station will require workers pumping the power of the pumping station of about 20 MW with an efficiency of pumps of about 80%.
  • This figure is noticeably inferior to the power of booster compressor stations located along the route of modern gas pipelines.
  • pressure and temperature can increase the temperature necessary for liquefaction of natural gas to "-50 - ⁇ - 80 ° C and thereby improve efficiency and reduce the cost of transportation of natural gas in a liquefied state.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, в частности к способу транспортировки сжиженных природных газов на значительные расстояния от источника к потребителю. Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии включает подготовку промыслового газа, адиабатическое расширение газа с понижением его температуры для перевода газа в сжиженное состояние, включающее формирование значений входного давления и температуры газа в соответствии с зависимостью изменения давления и температуры газа в процессе адиабатического расширения. В результате обеспечивают околокритическое состояние газа для входа в газопровод. При этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима. Технический результат - увеличение плотности потока транспортируемого газа благодаря использованию околокритической области давления и температуры при переводе природного газа в сжиженное состояние.

Description

Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии
Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности, к способу транспортировки сжиженных природных газов на значительные расстояния от источника к потребителю.
Базовой технологией транспорта и распределения природного газа является система трубопроводов под давлением. Альтернативная технология транспорта природного газа в сжиженном состоянии заключается в переводе путем охлаждения природного газа в сжиженное состояние при температуре порядка -160°С и атмосферном давлении, при этом его объем уменьшается в 600 раз. Цесмотря на очевидные преимущества, транспортировка сжиженного природного газа (СПГ) имеет недостатки. Сжижение газа до криогенных температур требует значительных холодильных мощностей, превышающих по стоимости строительство танкерного флота, необходимого для перевозки полученного СПГ. В ситуации, когда речь идет о многолетних поставках природного газа в объеме до сотни млрд м /год, строительство магистральных трубопроводов с высокой пропускной способностью предоставляет экономически эффективный и технологически наиболее стабильный вариант, при котором в качестве среды природного газа берется около-критическая область давления и температуры.
Известен способ транспорта газа по газопроводу (а.с. СССР Ν» 1800214, МПК F17D1/02, опубликовано 07.03.1993 г.), включающий подготовку газа охлаждением на начальном участке трубопровода до выпадения конденсата, причем охлаждение газа производят путем эжектирования конденсата на суженном участке трубопровода при значении перепада давления на эжекторе 0,05-0,1 Мпа. Недостатком данного способа является то, что осушку природного газа фактически производят только на начальном участке трубы, и при дальнейшем движении газа по длинному увлажненному трубопроводу природный газ может увлажниться до недопустимых величин, что приведет к дополнительным финансовым затратам на осушку природного газа на выходе из трубы.
Известен способ транспортировки сжиженного природного газа, богатого метаном (патент РФ N° 2228486, МПК .F17D1/02, опубликовано 10.05.2004 г.), при котором подают газ в трубопровод при давлении на входе, которое по существу выше давления газа на выходе из трубопровода, при этом осуществляют снижение температуры газа в результате эффекта Джоуля-Томсона, вызванного падением давления в трубопроводе, регулируют давление на входе для достижения заранее заданногодавления на выходе трубопровода, сжижают газ, выходящий из трубопровода, для получения сжиженного газа, имеющего температуру выше приблизительно- 1 12°С, и давление, достаточное для того, чтобы жидкость находилась при или ниже температуры начала ее кипения, и дополнительно транспортируют сжиженный природный газ под давлением в подходящем для этого контейнере.
Недостатком данного способа является то, что транспортировка газа осуществляется в контейнере, требующем дополнительных финансовых затрат.
Известен способ транспортировки газа по газопроводу (патент РФ Ν° 2140604, МПК F17D1/02, опубликовано 27.10.1999 г.), включающий подготовку сжиженного газа осушкой и газификацию, притом осушку газа на входе в трубопровод производят понижением температуры точки росы с помощью фильтров-осушителей сжиженных газов, в процессе газификации сжиженного газа задают повышенные значения входных параметров газа по расходу, давлению и температуре, а на выходе из газопроводаизмеряют текущие значения выходных параметров газа по расходу, давлению, температуре и температуре точки росы, по значению которой корректируют величину осушки газа до требуемой величины понижением расхода и температуры газа на выходе и понижением температуры точки росы газа на входе, причем весь процесс транспортировки высокоосушенного сжатого газа осуществляют по длинному увлажненному трубопроводу в условиях понижения температуры окружающей среды.
Недостатком данного способа является то, что сжижение газа производят при температуре ниже -80°С, что требует повышенных расходов на холодильные установки.
Задачей изобретения является повышение эффективности магистрального газопровода за счет увеличения его пропускной способности.
Техническим результатом изобретения является увеличение плотности потока транспортируемого газа благодаря использованию около-критической области давления и температуры при переводе природного газа в сжиженное состояние.
Указанный технический результат достигается способом транспортировки газа в сжиженном состоянии, включающим подготовку промыслового газа, адиабатическое экспандирование газа с понижением его температуры для перевода газа в сжиженное состояние, включающее формирование значений входного давления и температуры газа в соответствии с зависимостью изменения давления и температуры газа в процессе адиабатического расширения, в результате чего обеспечивают околокритическое состояние газа для входа в газопровод, приэтом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима. Согласно изобретению подготовка промыслового газа включает осушку по влаге с точкой росы до -30°С и, опционно, осушку по углеводородам с заданной точкой росы.
Согласно изобретению напорный градиент давлений поддерживают посредством дожимных насосных станций вдоль трассы газопровода.
Согласно изобретению устойчивый температурный режим поддерживают с учетом существования границы фазового перехода жидкость-газ.
Способ транспортировки газа реализуют следующим образом.
Газ с промысла поступает под собственным давлением через систему сбора на установку подготовки газа, где в блоке предварительной подготовки осуществляют отделение капельной жидкости и механических примесей. Далее следует процесс осушки газа от влаги. Для этого газ под естественным давлением подвергают ступенчатому охлаждению с отделением водяного конденсата в сепараторах гравитационного или газодинамического типа. Как правило, достаточно 2-3 ступеней с рабочей температурой на ступенях: Т1 «10- 20°C (входная ступень), Т2й °С, Т3« - 5- 0°С (концевая). На входной ступени с положительной температурой отделяется порядка 60-80% водяного конденсата, на концевых с нулевой и отрицательной температурой - порядка 10-20%, остаточное содержание водяного конденсата составляет порядка 5% исходной объемной влагонасыщенности или порядка 2-3 г/м3. Ступени с нулевой и отрицательной температурами при рабочих давлениях порядка 10-12 МПа будут находиться заведомо в области гидратообразования, что потребует применения ингибиторов гидратообразования, например метанола, которые при этом автоматически выполняют роль антифриза. Характерные концентрации расхода метанола 1-2 кг/ 1000 м3. Контур охлаждения блока предварительной подготовки газа реализуется в условиях положительных внешних температур за счет рекуперации холода с выходного потока.
Следующим этапом подготовки служит процесс адиабатического расширения с переводом газа в околокритическую область давлений и температур. Расчеты показывают, что для достижения околокритической области параметров входное давление газа должно быть порядка Рвх~ 2*Ркр при температуре Твх~ (Н -10°С. Для компонентного состава газа, близкого к природному, с содержанием метана > 90 %, Ткр~-5СН--80°С, Ркр~4.5-7 МПа. В процессе адиабиатическогоэкспандирования газ теряет порядка 7 КДж/моль (значения характерны для метана). При суточном расходе 1 млн нм газа это требует около 3.4 МВт холодильной мощности. Данная мощность может быть рекуперирована путем применения установок типа детандер. Альтернативно, избыток тепловой энергии, теряемой газом, рассеивается в контуре теплообмена. В зависимости от технологических целей и компонентного состава газ в процессе адиабатического охлаждения проходит через 2-фазную область с выделением конденсатной фракции, обогащенной компонентами СЗ+. Последняя выделяется, например, газодинамическим способом за счет сепарации в вихревом потоке, либо ступенчато с промежуточными сепараторами гравитационного типа. Остаточное содержание водяного конденсата превращается в мелко-дисперсную кристаллическую взвесь в потоке сжиженного газа. Отделение взвеси ведут в сепараторах гравитационного типа либо газодинамическим способом.
Газ в условиях, максимально приближенных к существующим технологическим схемам, проходит через стандартный комплекс подготовки для транспортировки и реализации по утвержденным Техническим Условиям. При этом, стандартные выходные значения давления и температуры транспортируемого газа после цикла компримирования и охлаждения уже пригодны для подачи на блок б захолаживания со снижением давления. Последний может быть реализован по нескольким альтернативным схемам: адиабатическое расширение, либо процесс Джоуля-Томсона (дросселирование) с последующим захолаживанием.
Подготовленный природный газ в около-критической области по давлениям и температуре поступает в металлический резервуар для хранения сжиженного газа под давлением. Откачка газа в магистральный газопровод для транспортировки осуществляется непосредственно из резервуаров.
Стабильный режим транспорта газа реализуется за счет поддержания необходимого гидравлического градиента давлений вдоль трассы газопровода. Расчеты показывают, что характерным градиентом давлений являются величины 0.1-Ю.15 бар/км. Таким образом, в зависимости от рельефа и выбранного технологического режима транспорта, дожимные насосные станции (ДНС) должны находиться на расстоянии порядка 100-200 км друг от друга.
Как показывает теплогидравлический расчет, стандартный слой теплоизоляции из пенополиуретана (ППУ) толщиной от 50 мм уже достаточен для достижения условий, когда газ в процессе транспорта не нагревается, а захолаживается за счет положительного эффекта Джоуля- Томсона, т.е. происходит снижение температуры газа при снижении давления за счет совершения работы газом. Характерный градиент температурсоставляет порядка 1К/100 км. Ограничением на применение стандартных теплоизоляционных материалов типа ППУ в области криогенных температур порядка -100°С может явиться значительная объемная доля конденсации агента газонаполнителя (углекислый газ, циклопентан) с эффектом повышения коэффициента теплопроводности и снижением структурной жесткости. Решением проблемы является использование двойного изоляционного слоя, где в качестве первого изоляционного слоя, непосредственно примыкающего к холодной стенке трубы, используется класс материалов, который активно развивается в последние два десятилетия, а именно аэрогели, с дальнейшей запенкой ППУ по внешнему контуру до достижения заданной толщины общего сэндвич-теплоизолирующего слоя.
С учетом вышеизложенного ДНС представляют собой классический вариант квази-изотермических жидкостных насосов, работающих в области низких температур. Такие высокопроизводительные насосы могут быть выполнены, например, по схеме - центробежный насос с газотурбинным приводом. Энергетический баланс показывает, что на поддержание стабильного транспорта газа 1 млн нм /сут потребуется установленная на ДНС мощность насосного агрегата порядка 100 КВт при КПД не ниже 50%. При перекачке вдоль магистрального газопровода до 100 млрд нм газа/год потребуются рабочие, перекачивающие мощности ДНС порядка 20 МВт при КПД насосов порядка 80%. Эта цифра заметно уступает мощности дожимных компрессорных станций, расположенных вдоль трассы современных магистральных газопроводов.
Таким образом использование среды природного газа в около- критической области давления и температуры позволяет повысить температуру, необходимую для сжижения природного газа, до »-50-^-80°С и за счет этого повысить эффективность и снизить стоимость транспортировки природного газа в сжиженном состоянии.

Claims

Формула изобретения
1. Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии, включающий подготовку промыслового газа, адиабатическое экспандирование газа с понижением его температуры для перевода газа в сжиженное состояние, включающее формирование значений входного давления и температуры газа в соответствии с зависимостью изменения давления и температуры газа в процессе адиабатического расширения, в результате чего обеспечивают околокритическое состояние газа для входа в газопровод, при этом поддерживают напорный градиент давлений вдоль трассы газопровода и теплоизоляцию стенок газопровода для поддержания устойчивого температурного режима.
2. Способ транспортировки газа по п. 1, отличающийся тем, что подготовка промыслового газа включает осушку по влаге с точкой росы до -ЗОС и, опционно, осушку по углеводородам с заданной точкой росы.
3. Способ транспортировки газа по п. 1, отличающийся тем, что напорный градиент давлений поддерживают посредством дожимных насосных станций вдоль трассы газопровода.
4. Способ транспортировки газа по п. 1, отличающийся тем, что устойчивый температурный режим поддерживают с учетом существования границы фазового перехода жидкость-газ.
PCT/RU2017/000084 2017-02-20 2017-02-20 Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии WO2018151618A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000084 WO2018151618A1 (ru) 2017-02-20 2017-02-20 Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000084 WO2018151618A1 (ru) 2017-02-20 2017-02-20 Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018151618A1 true WO2018151618A1 (ru) 2018-08-23

Family

ID=63170400

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000084 WO2018151618A1 (ru) 2017-02-20 2017-02-20 Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2018151618A1 (ru)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1730501A1 (ru) * 1989-05-19 1992-04-30 Yulberdin Arslanbek Kh Способ трубопроводного транспортировани газа
RU2156400C1 (ru) * 1999-04-14 2000-09-20 Акционерное общество открытого типа "Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности" Способ транспортирования криогенных жидкостей и трубопровод для его осуществления
RU2577904C1 (ru) * 2015-03-03 2016-03-20 Владимир Иванович Савичев Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1730501A1 (ru) * 1989-05-19 1992-04-30 Yulberdin Arslanbek Kh Способ трубопроводного транспортировани газа
RU2156400C1 (ru) * 1999-04-14 2000-09-20 Акционерное общество открытого типа "Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности" Способ транспортирования криогенных жидкостей и трубопровод для его осуществления
RU2577904C1 (ru) * 2015-03-03 2016-03-20 Владимир Иванович Савичев Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN204718299U (zh) 用于使天然气进料流液化和从中移除氮的设备
JP5026588B2 (ja) Ｌｎｇ再ガス化および発電
CN204718300U (zh) 用于产生脱氮液化天然气产物的设备
US3857251A (en) Lng storage tank vapor recovery by nitrogen cycle refrigeration with refrigeration make-up provided by separation of same vapor
NO120941B (ru)
BR102015008707A2 (pt) remoção de nitrogênio integrado na produção de gás natural liquefeito usando circuito de reinjeção dedicado
RU2769600C2 (ru) Устройство и способ для охлаждения сжиженного газа и/или газа естественной отпарки из сжиженного газа
EP0043212B1 (en) Producing power from a cryogenic liquid
CN104520660A (zh) 用于天然气液化的系统和方法
US9593883B2 (en) Module for treatment of carbon dioxide and treatment method thereof
RU2680285C2 (ru) Станция для снижения давления и сжижения газа
US20210254789A1 (en) Method and facility for storing and distributing liquefied hydrogen
CN107683397B (zh) 工业气体和烃类气体的液化
JP2016522378A (ja) フローティングタンク用途における残存ｌｎｇの気化及び回収のための統合カスケードプロセス
CN104807287A (zh) 一种小型天然气液化制冷系统及方法
JP6591410B2 (ja) ボイルオフガスを再液化する方法およびシステム
CN102735020B (zh) 一种天然气提氦的方法
RU2577904C1 (ru) Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии
Li et al. Thermodynamic Analysis‐Based Improvement for the Boil‐off Gas Reliquefaction Process of Liquefied Ethylene Vessels
AU2015388393A1 (en) Natural gas production system and method
KR20220047785A (ko) 가스 흐름의 액화 또는 발전을 통해 냉동 에너지를 회수하기 위한 방법
CN209279430U (zh) 一种生产液化天然气的制冷设备
WO2018151618A1 (ru) Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии
US20220307731A1 (en) System, method and apparatus for the regeneration of nitrogen energy within a closed loop cryogenic system
US20130333415A1 (en) Natural Gas Liquefaction Process to Extend Lifetime of Gas Wells

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17897165

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 06.12.2019)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17897165

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1