CZ299017B6 - Postup zkapalnování zemního plynu obsahujícího alespon jednu vymrzající složku - Google Patents
Postup zkapalnování zemního plynu obsahujícího alespon jednu vymrzající složku Download PDFInfo
- Publication number
- CZ299017B6 CZ299017B6 CZ0456099A CZ456099A CZ299017B6 CZ 299017 B6 CZ299017 B6 CZ 299017B6 CZ 0456099 A CZ0456099 A CZ 0456099A CZ 456099 A CZ456099 A CZ 456099A CZ 299017 B6 CZ299017 B6 CZ 299017B6
- Authority
- CZ
- Czechia
- Prior art keywords
- stream
- methane
- cooling
- pressure
- separation system
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 177
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 84
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 71
- 238000007710 freezing Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 230000008014 freezing Effects 0.000 title claims abstract description 46
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 40
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 74
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 56
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 44
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 39
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 10
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 10
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 10
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 9
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 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
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 6
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 7
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 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
- 238000012545 processing 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
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 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
- MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N ethene;propane Chemical group C=C.CCC MDOAAHGPXOGVQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- RNFJDJUURJAICM-UHFFFAOYSA-N 2,2,4,4,6,6-hexaphenoxy-1,3,5-triaza-2$l^{5},4$l^{5},6$l^{5}-triphosphacyclohexa-1,3,5-triene Chemical compound N=1P(OC=2C=CC=CC=2)(OC=2C=CC=CC=2)=NP(OC=2C=CC=CC=2)(OC=2C=CC=CC=2)=NP=1(OC=1C=CC=CC=1)OC1=CC=CC=C1 RNFJDJUURJAICM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating 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
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000012526 feed medium Substances 0.000 description 1
- 239000003063 flame retardant Substances 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000001404 mediated effect Effects 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
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 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
- 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
- 239000012265 solid product Substances 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
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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)
- Earth Drilling (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Je prováden postup výroby stlacené kapaliny bohaté na methan z privedeného vícesložkového proudu plynu (10) obsahujícího methan a vymrzající složku mající pomerne menší tekavost než methan. Vícesložkový proud plynu (10) se vede do separacního systému (31), do vymrazovací sekce, pracující pri tlaku približne nad 1380 kPa a za podmínek vhodných k vytvorení tuhé látky z vymrzající složky, a destilacní sekce, umístené pod vymrazovací sekcí. Separacní systém (31) vytvárí proud par (14) bohatých na methan a proud kapaliny (12) bohatý na vymrzající složku. Alespon cást proudu par (14) se chladí za tvorby kapalného proudu bohatého na methan o teplote približne nad - 112 .degree.C a tlaku dostatecném k tomu, aby kapalina zustala na teplote bublinového varu nebo pod ní za vzniku produktu (20) a proudu (21) zajištujícího chlazení separacního systému (31).
Description
Oblast techniky
Tento vynález se týká postupu pro zkapalňování zemního plynu a zvláště se týká výroby stlačeného zkapalněného zemního plynu (PLNG) ze zemního plynu obsahujícího alespoň jednu vymrzající složku.
Dosavadní stav techniky
V posledních letech se zemní plyn začal široce využívat zejména pro čistý způsob spalování. Mnoho zdrojů zemního plynu je situováno v odlehlých oblastech daleko od spotřebitelů plynu.
Někdy je k přepravě vyrobeného zemního plynu ke spotřebiteli k dispozici potrubí. Pokud toto potrubí není, upravuje se často zemní plyn pro přepravu ke spotřebiteli zkapalňováním (a nazývá se „LNG“).
Jednou z neodmyslitelných charakteristik závodu na LNG je vysoká kapitálová investice, kterou takový závod vyžaduje. Zařízení používané ke zkapalňování zemního plynu je obecně velice nákladné. Závod na zkapalňování se skládá z mnoha základních systémů zahrnujících mimo jiné i úpravu plynu spočívající v odstraňování nečistot, zkapalňování, chlazení, výroby potřebné energie, skladování a výdejního zařízení. I když se cena závodu na LNG silně mění v závislosti na jeho umístění, stojí takový běžný typický projekt včetně nákladů na přípravu místa od 5 miliard
US dolarů do 10 miliard US dolarů. Chladicí systémy závodu mohou dosáhnout až 30 procent celkových nákladů.
Chladicí systémy LNG jsou nákladné, protože ke zkapalnění je zapotřebí silné chlazení. Typický přiváděný zemní plyn vstupující do LNG závodu má tlak přibližně od 4830 kPa (700 psia) do přibližně 7600 kPa (1100 psia) a teplotu od přibližně 20 °C do přibližně 40 °C. Zemní plyn, který je převážně methanem, nelze zkapalnit pouhým zvýšením tlaku, jako je tomu v případě těžších uhlovodíků používaných v energetice. Kritická teplota methanu je -82,5 °C. To znamená, že methan lze zkapalnit pouze pod touto teplotou bez ohledu na použitý tlak. Jelikož je zemní plyn směsí plynů, zkapalňuje se v širokém rozmezí teplot. Kritická teplota zemního plynuje od přib35 ližně -85 °C do -62 °C. Zemní plyn o běžném složení zkapalňuje při atmosférickém tlaku v teplotním rozmezí od přibližně —165 °C do —155 °C. Jelikož chladicí zařízení představuje významnou část nákladů závodu LNG, věnuje se značné úsilí na snižování nákladů na chlazení.
Dříve se používalo mnoho systémů zkapalňování zemního plynu využívajících postupného prů40 chodu plynu množinou chladicích stupňů za zvýšeného tlaku, kdy se plyn postupně ochlazoval na nižší teplotu, pokud nezkapalnil. Běžně se plyn ochlazoval na teplotu přibližně -160 °C při atmosférickém tlaku nebo blízko něho. Chlazení je zprostředkováno výměnou tepla s jedním nebo více chladivý jako je např. propan, propylen, ethan, ethylen a methan. I když se zkapalňování zemního plynu využívalo mnoho různých typů chladicích cyklů, v současné době jsou v LNG závodech využívány tři typy: (1) „kaskádní cyklus“, který využívá vícenásobně jednosložkových chladiv ve výměnících tepla uspořádaných pro postupné snižování teploty plynu až k teplotě zkapalnění, (2) „expanzní cyklus“, který ponechává plyn o vysokém tlaku expandovat na nízký tlak s odpovídajícím snížením teplota, a (3) „vícesložkový chladicí cyklus“, který využívá ve speciálně konstruovaných výměnících tepla vícesložkového chladivá. Většina zkapalňovacích cyklů pro zemní plyn používá úpravy nebo kombinace těchto tří základních typů.
V běžných LNG závodech se musí ze zemního plynu během postupu odstranit hlavně voda, oxid uhličitý, sloučeniny obsahující síru, jako je sirovodík a další kyselé plyny, n-pentan a těžší uhlovodíky včetně benzenu, až do úrovně ppm. Některé z těchto sloučenin by vymrzaly a způsobo55 vály problémy s ucpáváním výrobního zařízení. Další sloučeniny, jako jsou sloučeniny obsahující
- 1 CZ 299017 B6 síru, se odstraňují proto, aby se vyhovělo technickým podmínkám. V běžných LNG závodech je nutno používat úpravárenská zařízení k odstraňování oxidu uhličitého a kyselých plynů. Tato úpravárenská zařízení využívají chemické a/nebo fyzikální rozpouštědlové regenerační postupy a vyžadují značné kapitálové investice. I provozní náklady jsou vysoké. K odstraňování vodních par se běžně používají dehydrátory se suchým ložem, jako jsou např. molekulová síta. K odstraňování uhlovodíků, které mají tendenci ucpávat zařízení, se používají kolonové pračky a frakcionační zařízení. V běžném LNG závodě se také odstraňuje rtuť, protože může způsobovat poruchy zařízení zhotovených z hliníku. Po zpracování se také musí odstraňovat velká množství dusíku, který může být v zemním plynu přítomen, protože ten během přepravy běžného LNG nezůstává v kapalné fázi a jeho přítomnost v LNG zásobnících v místě dodání není žádoucí.
V průmyslu stále trvá potřeba zdokonalování postupů zkapalňování zemního plynu obsahujícího CO2 v takových koncentracích, při kterých by během zkapalňování zamrzal a které by byly současně energeticky ekonomické.
Podstata vynálezu
Vynález se obecně týká postupu výroby stlačeného zkapalněného zemního plynu (PLNG) obsa20 hujícího na přívodu do závodu vymrzající složky. Vymrzající složkou může být jakákoliv složka, která může potenciálně vytvářet v separačním systému pevnou látku; takovými typickými látkami jsou CO2, H2S nebo jiné kyselé plyny.
V postupu podle tohoto vynálezu se zavádí vícesložkový proud plynu obsahující methan a vymr25 zajíci složku o nižší těkavosti než methan do separačního systému majícího vymrazovací sekci pracující při tlaku přibližně nad 1380 kPa (200 psia) a za podmínek vhodných pro vytváření pevných látek z vymrzajících složek a destilační sekci umístěnou pod vymrzací sekcí. Separační systém obsahující řízenou vymrazovací zónu („CFZ“) vytváří proud par bohatých na methan a kapalný proud bohatý na vymrzající složku. Alespoň část proudu par se ochladí za vzniku zka30 palněného proudu bohatého na methan o teplotě nad přibližně -112 °C (-170 °F) a tlaku dostatečném k tomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní. První část zkapalněného proudu se z procesu vypouští jako stlačený zkapalněný proud produktu (PLNG). Druhá část zkapalněného proudu se vrací do separačního systému, aby v separačním systému zajistila chladicí práci.
Při jednom řešení se proud par vypouští z horní části separačního systému a komprimuje se na vyšší tlak a chladí se. Ochlazený zkomprinovaný proud se potom v expanzním zařízení nechá expandovat za vzniku převážně kapalného proudu. První část kapalného proudu se vede jako reflux do separačního systému, kde v otevřeném chladicím okruhu provádí chlazení separačního systému a druhá část proudu kapaliny se vypouští jako produkt o teplotě nad přibližně -112 °C (-170 °F) a tlaku dostatečném k tomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní.
Při jiném řešení se proud par vypouští z horní části separačního systému a ochlazuje se chladicím systémem s uzavřeným okruhem za účelem zkapalnění proudu par bohatého na methan za tvorby kapaliny mající teplotu přibližně nad -112 °C (-170 °F) a tlak dostatečný ktomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní.
Způsob podle tohoto vynálezu lze použít jak pro počáteční zkapalňování zemního plynu u jeho zdroje za účelem uskladnění nebo přepravy, tak pro opětovné zkapalnění par zemního plynu vzniklých během skladování a nakládky na loď. Předmětem tohoto vynálezu je vytvoření zdokonaleného společného systému zkapalňování a odstraňování CO2 ze zemního plynu nebo opětného zkapalňování zemního plynu obsahujícího vysoké koncentrace CO2 (vyšší než přibližně 5 %). Dalším předmětem tohoto vynálezu je vytvoření zdokonaleného zkapalňovacího postupu vyzna55 čujícího se podstatně nižšími energetickými nároky na kompresi než u předchozích systémů.
-2CZ 299017 B6
Ještě dalším předmětem tohoto vynálezu je vytvoření účinnějšího zkapalňovacího postupu udržováním provozní teploty přibližně nad -112 °C a tak umožnit, aby mohlo být výrobní zařízení vyrobeno z méně nákladných materiálů než u běžných LNG postupů, které měly alespoň částečně provozní teplotu až přibližně k -160 °C. Chlazení na hluboké teploty u běžných postupů je v porovnání s relativně mírným chlazením nutným při výrobě PLNG podle tohoto vynálezu velmi nákladné.
Přehled obrázků na výkresech
Pro lepší pochopení předloženého vynálezu a jeho výhod bude vhodné odkazovat na následující podrobný popis a připojené obrázky blokových schémat reprezentujících různá řešení podle tohoto vynálezu.
Obr. 1 představuje blokové schéma kryogenního postupu CFZ znázorňujícího obecně chladicí cyklus s uzavřeným okruhem k výrobě stlačeného zkapalněného zemního plynu podle tohoto vynálezu.
Obr. 2 představuje blokové schéma kryogenního postupu CFZ znázorňujícího obecně chladicí cyklus s otevřeným okruhem k výrobě stlačeného zkapalněného zemního plynu podle tohoto vynálezu.
Obr. 3 představuje blokové schéma ještě jiného řešení předloženého vynálezu, ve kterém se oxid uhličitý a methan v destilaění koloně CFZ destilačně dělí, a kde je jedním z proudů hlavo25 vého produktu stlačený zkapalněný zemní plyn a dalším proudem hlavového produktu je plyn k prodeji.
Blokové schémata znázorněná na obrázcích představují různá řešení používaná v postupech podle tohoto vynálezu. Obrázky nejsou míněny tak, že by se vymykaly z rozsahu vynálezu dal30 ších řešení, která by byla výsledkem normálních a očekávaných úprav těchto specifických řešení. Z důvodu jednoduchosti a jasnosti představy byly v obrázcích vynechány různé nutné podsystémy jako jsou čerpadla, ventily, míchačky protékajících médií, řídicí systémy a čidla.
Příklady provedení vynálezu
Postupem podle tohoto vynálezu se v separačním systému destilačně dělí přiváděný vícesložkový proud obsahující methan a alespoň jednu vymrzající složku mající relativně nižší těkavost než methan a kde má separaění systém řízenou vymrazovací zónu („CZF“). Separaění systém vytváří hlavový proud par obohacený o methan a patní produkt obohacený o vymrzající složku. Alespoň část hlavového proudu par se potom zkapalní za vytvoření zkapalněného zemního plynu majícího teplotu nad přibližně -112 °C (-170 °F) a tlak dostatečný na to, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní. Tento produkt se zde někdy nazývá stlačený zkapalněný zemní plyn („PLNG“). Jiná část takovéhoto hlavového zkapalněného proudu se vrací do separač45 ního systému jako reflux.
Termín „teplota bublinového varu“ je teplota a tlak, při kterém se začíná kapalina měnit na plyn. Pokud je například určitý objem PLNG chován při konstantním tlaku, avšak jeho teplota se zvyšuje, je teplotou bublinového varu teplota, při níž se začínají v PLNG vytvářet bubliny plynu.
Podobně, pokud je jistý objem PLNG uchováván při konstantní teplotě, avšak snižuje se tlak, je tlak, při kterém se začne vytvářet plyn, definován jako teplota (bod) bublinového varu. Při teplotě bublinového varuje směs nasycenou kapalinou. Dává se přednost tomu, aby PLNG nebyl zkondenzován na teplotu bublinového varu, ale dále podchlazen na kapalinu. Podchlazený PLNG omezuje množství par vyvařených během skladování, přepravy a manipulace.
-3 CZ 299017 B6
Již před uvedením tohoto vynálezu bylo odborníkům jasné, že CFZ může odstraňovat nežádoucí CO2. Začlenění CFZ do zkapalňovacího postupu při výrobě PLNG nebyla věnována pozornost.
Postup podle tohoto vynálezu je mnohem ekonomičtější, protože při zkapalňování zemního plynu využívá energeticky méně náročného postupu než dříve a zařízení používaná podle tohoto postupu jsou vyráběna změně nákladného materiálu. Naproti tomu dřívější postupy vyrábějí LNG za atmosférického tlaku při teplotě až -160 °C vyžadovaly pro bezpečnou výrobu výrobní zařízení vyráběná z drahých materiálů.
ío Energie potřebná ke zkapalnění zemního plynu obsahujícího vymrzající složky jako je CO2 podle tohoto vynálezu vzhledem k běžným postupům výroby LNG z takového zemního plynu značně omezuje energetické nároky. Snížení spotřeby chladicí energie nutné pro postup podle předloženého vynálezu vyúsťuje ve velké snížení investičních nákladů, úměrně omezuje provozní náklady a zvyšuje účinnost a spolehlivost a tak vylepšuje ekonomiku výroby zkapalněného zemního ply15 nu.
Při provozních tlacích a teplotách podle předloženého vynálezu lze pro potrubí a další výbavu nejchladnějších pracovních ploch zkapalňovacího postupu používat ocel, obsahující okolo 3,5 % hmotn. niklu, zatímco běžný LNG postup vyžaduje pro stejná zařízení nákladnější ocel s 9 % hmotn. niklu nebo hliník. To u postupu podle tohoto vynálezu umožňuje značné snížení nákladů v porovnání s předchozími LNG postupy.
Při kryogenním zpracování zemního plynu jsou na prvním místě důležitosti nečistoty. Přiváděný surový zemní plyn vhodný ke zpracování podle tohoto vynálezu ze zásoby může být zemním plynem získaným z ropných vrtů (doprovodný plyn) nebo z plynových vrtů (nejde o doprovodný plyn). Surový zemní plyn také běžně obsahuje vodu, oxid uhličitý, sirovodík, dusík, butan, uhlovodíky se šesti či více atomy uhlíku, kaly, simíky železa, vosk a ropu. Rozpustnost těchto nečistot se mění s teplotou, tlakem a složením. Při kryogenních teplotách mohou vytvářet CO2, voda a další nečistoty tuhou fázi, která může uzavřít průchodnost kryogenních výměníků tepla. Těmto potenciálním obtížím lze předejít odstraněním takovýchto nečistot, pokud jsou splněny teplotní a tlakové podmínky k oddělení těchto čistých složek jako pevných fází. V následujícím popisu vynálezu je hodnocen proud zemního plynu obsahující CO2. Pokud zemní plyn obsahuje těžké uhlovodíky, které mohou během zkapalňování vymrzat, lze je odstranit společně s CO2.
Jednou výhodou předloženého vynálezu je to, že vyšší provozní teplota umožňuje, aby zemní plyn obsahoval vyšší koncentrace vymrzaj ících složek, než by to bylo možné u běžného postupu LNG. V normálním LNG závodě vyrábějícím LNG o teplotě -160 °C musí být například obsah CO2 pod 50 ppm, aby se předešlo problémům se zamrzáním. Při postupu s teplotami nad přibližně -112 °C může naproti tomu zemní plyn obsahovat CO2 až do úrovně okolo 1,4 mol % CO2 při teplotě -112 °C a okolo 4,2 % při -95 °C, aniž by při zkapalňování podle tohoto vynálezu vznikaly problémy se zamrzáním.
Přiměřená množství dusíku v zemním plynu nemusejí být navíc při postupu podle tohoto vynálezu odstraňována, protože ten zůstává při provozních tlacích a teplotách podle předloženého vynálezu v kapalné fázi s rozpuštěnými uhlovodíky. Schopnost omezit nebo v některých případech zcela vynechat zařízení nutné pro úpravu plynu a odstraňování dusíku, pokud to složení zemního plynu dovolí, dává značné technické a ekonomické výhody. Těmto a dalším výhodám vynálezu bude lépe porozuměno odkazem na obrázky.
Podle obr. 1 vstupuje přiváděný proud zemního plynu J_0 do systému při tlaku přibližně nad 3100 kPa (450 psia), lépe přibližně nad 4800 kPa (700 psia) a přednostně o teplotách přibližně mezi 0 °C a 40 °C; pokud to vyžadují okolnosti, lze použít i různé jiné tlaky a teploty a systém lze odborníky, kteří se s tímto vynálezem seznámí, patřičně upravit. Pokud má přiváděný proud plynu 10 tlak pod přibližně 1380 kPa (200 psia), lze ho vhodnými kompresními prostředky (nez55 názoměno), což může být jeden nebo více kompresorů, zkomprimovat. Při popisu postupu podle
-4CZ 299017 B6 tohoto vynálezu se předpokládá, že proud zemního plynu 10 byl vhodně upraven odstraněním vody za použití běžných a dobře známých postupů (na obr. 1 neznázoměno) a připraven „suchý“ proud zemního plynu.
Přiváděný plyn JO prochází na přívodu chladičem 30. Chladič 30 může být jeden nebo více běžných výměníků tepla ochlazujících proud zemního plynu na kryogenní teplotu nejlépe až přibližně mezi -50 °C a -70 °C, ale nejlépe právě nad teplotu vzniku pevné fáze CO2. Chladič 30 může mít jeden nebo více systémů vyměňujících teplo chlazených normálními chladicími systémy, jedno nebo více expanzních zařízení jako jsou Joule-Thomsonovy ventily nebo turboexpanio déry, jeden nebo více výměníků tepla, které jako chladivo používají kapalinu z nižší části destilační kolony 31, jeden nebo více výměníků tepla, které jako chladivo využívají patního produktu kolony 31 nebo jakéhokoliv vhodného zdroje chlazení. Způsob výběru systému, kterému se dá přednost, závisí na dostupnosti chlazení, prostorovém omezení, pokud existuje, prostředí a bezpečnosti. Odborníci mohou zvolit vhodný chladicí systém podle provozních podmínek zkapalňo15 vacího postupu.
Ochlazený proud 11 opouštějící chladič na přívodu 30 se vede do destilační kolony 31 s řízenou vymrazovací zónou („CFZ“), která je zvláštní částí pro manipulaci s tuhým a tajícím CO2. CFZ sekce, kde se manipuluje s tuhým a tajícím CO2, nemá náplň nebo patra jako běžné kolony, ale má jednu nebo více nastřikovacích trysek a odtávací patro. V parním prostoru destilační kolony se vytváří tuhý CO2 a padá do kapaliny v odtávacím patře. Tvorba v podstatě veškeré tuhé fáze, je omezena na prostor CFZ sekce. Destilační kolona 31 má pod CFZ sekcí normální destilační sekci a ještě jinou destilační sekci nad CFZ sekcí. Konstrukce a provoz destilační kolony 31 jsou odborníkům známy. Příklady konstrukcí CFZ jsou znázorněny v patentech US 4 533 372; US 4
923 493; US 5 062 270; US 5 120 338 a US 5 265 428.
Proud 12 bohatý na CO2 opouští dno kolony 31. Kapalný patní produkt se zahřívá ve vařáku 35 a část se ho vrací do nižší části kolony 31 jako znovu vyvařené páry. Zbývající část (proud 13) opouští postup jako produkt bohatý na CO2. Proud jl bohatý na methan opouští hlavu kolony 31 a prochází výměníkem tepla 32, který je chlazený proudem 17, který je připojen na běžný chladicí systém s uzavřeným okruhem 33. Lze použít jednosložkový, vícesložkový nebo kaskádní chladicí systém. Kaskádní chladicí systém by měl sestávat alespoň ze dvou uzavřených chladicích okruhů. Chladicí systém s uzavřeným okruhem může používat jako chladivo methan, ethan, propan, butan, pentan, oxid uhličitý, sirovodík a dusík. Chladicí systém s uzavřeným okruhem před35 nostně využívá propan jako převažující chladivo. I když je na obr. 1 pouze jeden výměník tepla 32, ve skutečnosti se podle tohoto vynálezu může k chlazení proudu par 14 používat více výměníků tepla ve více stupních. Výměník tepla 32 kondenzuje převážně hlavně všechny proudy par 14 na kapalinu. Proud 19 opouštějící výměník tepla má teplotu přibližně nad -112 °C a tlak dostatečný na to, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní. První podíl kapalného proudu 19 přichází jako proud 20 do vhodného akumulačního zařízení 34 jako je např. stacionární akumulační cisterna nebo nosič jako je např. PLNG loď, nákladní automobil nebo železniční vagón, uchovávajícího PLNG na teplotě přibližně nad -112 °C a při tlaku dostatečném na to, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní. Druhá část proudu J9 se vrací jako proud 21 do separační kolony 31 k chlazení této separační kolony 31. Vzájemný podíl proudu 20 a 21 závisí na složení přiváděného plynu 10, provozních podmínkách separační kolony 31 a požadovaných charakteristikách produktu.
Při skladování, přepravě a manipulaci se zkapalněným zemním plynem může vznikat značné množství „vývaru“, tedy par vzniklých vypařováním zkapalněného zemního plynu. Postup podle tohoto vynálezu může volitelně opět zkapalnit páry bohaté na methan. Podle obr. 1 se může před chlazením výměníkem tepla 32 proud vyvařených par J6 volitelně zavést do proudu par 14. Proud vyvařených par 16 by měl mít tlak blízký tlaku proudu par 14, do kterého se vyvařené páry zavádějí. V závislosti na tlaku vyvařených par může nastat potřeba nastavit tlak těchto vyvařených par jedním nebo dvěma kompresory nebo expandéry (na obrázcích neznázoměno) a přizpů55 sobit tak hodnotu tlaku vyvařených par vstupujících do zkapalňovacího procesu.
-5CZ 299017 B6
Menší část proudu par 14 může být volitelně odstraněna z postupu jako palivo (proud 1_5) k náhradě části spotřeby nutné k pohonu kompresorů a čerpadel ve zkapalňovacím postupu. Toto palivo se volitelně může také využít jako zdroj chlazení a pomáhat v chlazení přiváděného proudu plynu l_0.
Obr. 2 schematicky znázorňuje jiné řešení tohoto vynálezu, ve kterém se k chlazení separační kolony 51 a k výrobě PLNG používá chlazení s otevřeným okruhem. Podle obr. 2 se vícesložkový proud plynu 50 obsahující methan a oxid uhličitý dehydratovaný a ochlazený jakýmkoliv ío vhodným zdrojem chlazení (na obr. 2 neznázoměno) vede do CFZ kolony 51, která musí mít stejnou konstrukci jako separační kolona 31 na obr. 1. Toto řešení účinně napomáhá ve zkapalňovacím postupu potenciálnímu vytváření tuhé fáze přiváděním proudu 64 přímo do CFZ kolony
51.
Teplota plynu vedeného do CFZ kolony 51 je přednostně nad teplotou tvorby pevné fáze CO2. Proud par 52 obohacený methanem opouští hlavu CFZ kolony 51 a proud 53 obohacený o oxid uhličitý opouští patu CFZ kolony 51· Kapalný patní produkt se ve vařáku 65 ohřeje a část se vrátí do nižší části CFZ kolony 51 jako dohřáté páry. Zbývající část (proud 51) opouští postup jako kapalný produkt bohatý na CO2.
První část hlavového proudu 52 se vede zpět do CFZ kolony 51 jako reflux označený jako proud 64 k chlazení otevřeného chladicího okruhu CFZ kolony 51· Druhá část hlavového proudu 52 se vypouští (proud 63) jako PLNG produkt o tlaku blízkém provoznímu tlaku CFZ kolony 51 a teplotě přibližně nad -112 °C (-170 °F). Třetí část hlavového proudu 52 se může volitelně vypouštět (proud 59) pro využití jako palivo na prodej nebo pro další zpracování.
Základními úkony chlazení s otevřeným okruhem podle tohoto vynálezu jsou komprese hlavového proudu 52 opouštějícího hlavu CFZ kolony 51 jedním nebo více kompresory 57, chlazení zkomprimovaného plynu jedním nebo více chladiči 58, průchod alespoň části ochlazeného plynu (proud 61) jedním nebo více expanzními prostředky 62 ke snížení tlaku proudu plynu a k jeho ochlazení a vedení části (proud 64) ochlazeného expandovaného proudu do CFZ kolony 51. Ta část, která je refluxem hlavového proudu 52 z tohoto postupu zajišťuje v CFZ koloně 51 chlazení otevřeným okruhem. Proud 60 se nejlépe chladí výměníkem tepla 55, který také ohřívá hlavový proud 52. Tlak proudu 64 se hlavně řídí regulací stupně komprese kompresorem 57, aby se zajis35 tilo, že tlaky tekutin proudu 60, 61 a 64 jsou dostatečně velké na to, aby se zabránilo vytváření tuhých produktů.
Vracející se alespoň část hlavového proudu par 52 do horní části kolony 51 jako kapalina kondenzuje pomocí otevřeného chladicího okruhu a také vytváří reflux pro kolonu 51·
CFZ kolona 51 má normální destilační část pod CFZ sekcí a další destilační sekci nad CFZ sekcí. CFZ sekce způsobuje vytváření a odtávání tuhého CO2. Během rozběhu se všechny proudy 64 vedou přímo do CFZ sekce. Jakmile proud 64 zeslábne vytvořením tuhé fáze, může se do destilační části kolony nad CFZ sekcí vést další proud 64.
Obr. 3 schematicky znázorňuje jiné řešení tohoto vynálezu, které vyrábí podle tohoto vynálezu jak PLNG, tak plyn na prodej jako výrobek. Při tomto řešení je hlavovým proudem 50 % PLNG (proud 126) a 50 % plyn k prodeji (proud 110). Dalším chlazením buď výměnou tepla s chladnější tekutinou nebo dalším tlakovým spádem v expandéru pomocí další instalované komprese a dochlazení lze však vyrábět další PLNG a to až do výše 100 %. Obdobně lze vyrábět méně PLNG při menším chlazení.
Podle obr. 3 jde o postup, kdy přiváděný proud zemního plynu 101 obsahuje více než 5 % mol CO2 a jednotlivě prost vody zabraňující tvorbě námraz a tvorbě hydrátů ději v postupu nastávají55 čími. Po dehydrataci se přiváděný proud ochladí, uvolní tlak a vede do destilační kolony 190
-6CZ 299017 B6 pracující na tlaku v rozmezí přibližně od 1379 kPa (200 psia) do 4482 kPa (650 psia). Destilační kolona 190, která má CFZ sekci podobnou jako v separační koloně 31 na obr. 1, odděluje přiváděné médium na hlavový produkt par obohacených methanem a kapalný patní produkt obohacený methanem. Podle zkušeností tohoto vynálezu má destilační kolona 190 alespoň dvě, lépe tři oddělené sekce: destilační sekci 193, řízenou vymrazovací zónu (CFZ) 192 nad destilační sekcí 193 a volitelně horní destilační sekci 191.
U tohoto příkladu je přívod do věže veden do horní části destilační sekce 193 proudem 105, kde projde normální destilací. Destilační sekce 191 a 193 má patra a/nebo náplň a tak zajišťuje nez10 bytný kontakt mezi kapalinami spadajícími dolů a parami vystupujícími nahoru. Lehčí páry opouštějí destilační sekci 193 a vstupují do řízené vymrazovací zóny 192. Jakmile jsou již jednou v řízené vymrazovací zóně 192, přicházejí páry do styku s kapalinou (do vymrazovací zóny nastříknutý kapalný reflux) vycházející z trysek nebo z nástřiku 194. Páry potom pokračují vzhůru horní destilační sekci 191. K účinné separaci CO2 od proudu zemního plynu v koloně 190 je nutné chlazení, které by zajistilo pohyb kapaliny v horní sekci kolony 190. Podle zkušeností tohoto řešení se chlazení horní části kolony 190 provádí otevřeným okruhem.
Při řešení podle obr. 3 se přiváděný proud plynu dělí na dva proudy: proud 102 a proud 103. Proud 102 se ochlazuje jedním nebo dvěma výměníky tepla. V tomto příkladu jsou k chlazení proudu 102 použity tři výměníky tepla 130, 131 a 132, které slouží jako vařáky k dodávání tepla do destilační sekce 193 kolony 190. Proud 103 je chlazen jedním nebo více výměníky tepla, které zprostředkují výměnu tepla s jedním z proudů patních produktů kolony 190. Obr, 3 znázorňuje dva výměníky tepla 133 a 141, které ohřívají patní produkty opouštějící kolonu 190. Počet výměníků tepla zajišťujících chlazení přiváděného proudu závisí na velkém počtu faktorů včetně, avšak bez nějakého omezení, průtoku přiváděného plynu, složení vstupujícího plynu, teploty přívodu a parametrech výměníku tepla. I když to na obr. 3 není znázorněno, může být přiváděný proud 101 volitelně chlazen procesním proudem opouštějícím horní část kolony 190. Při jiné volbě může být přiváděný proud 101 chlazen alespoň částečně normálním chladicím systémem, jakým je např. jednosložkový nebo vícesložkový chlazený systém s uzavřeným okruhem.
Proudy 102 a 103 se spojí a k docílení tlaku blízkého provoznímu tlaku separační kolony 190 projde spojený proud patřičným expanzním zařízením jako je Joule-Thomsonův ventil 150. Alternativně lze namísto Joule-Thomsonova ventilu 150 použít turboexpandér. Blesková expanze ventilem 150 vytvoří vychlazený expandovaný proud 105, který je směrován do horní části destilační sekce 193 do místa, kde je teplota dostatečně vysoká na to, aby se předešlo zamrznutí CO2.
Hlavový proud par 106 ze separační kolony 190 projde výměníkem tepla 145, který ohřeje proud par 106. Ohřátý proud par (proud 107) se opět zkomprimuje jednostupňovou kompresí nebo více40 stupňovou soupravou kompresorů. V tomto příkladu projde proud 107 postupně dvěma běžnými kompresory 160 a 161. Po každém kompresním stupni se proud 107 ochladí v dochlazovačích 138 a 139, kde chladicími médii jsou nejlépe vzduch nebo voda. Zkomprimovaný a ochlazený proud 107 vytvoří plyn, který lze použít na prodej do potrubí zemního plynu, nebo ho lze zpracovat dále. Proud par 107 se bude komprimovat obvykle alespoň na tlak používaný v potrubí.
Část proudu 107 po průchodu kompresorem 160 může být volitelně vypouštěna (proud 128) k využití jako palivo v závodě na zpracování plynu. Další podíl proudu 107 po průchodu dochlazovačem 139 se vypouští (proud 110) k prodeji. Zbývající část proudu 107 přijde jako proud 108 do výměníku tepla 140, 136 a 137. Proud 108 se ochladí ve výměnících tepla 136 a 137 proudem chladné tekutiny 124 opouštějící dno kolony 190. Proud 108 se potom dále ochladí ve výměníku tepla 145 výměnou tepla s proudem hlavových par 106 vznikajících ohříváním proudu 106. Proud 108 se potom nechá expandovat v odpovídajícím expanzním zařízení, jako např. expandéru 158 přibližně na hodnotu provozního tlaku kolony 190. Proud 108 se potom rozdělí: jedna část jde jako PLNG produkt (proud 126) o teplotě přibližně nad -112 °C a tlaku nad přibližně
1380 kPa (200 psia) k uskladnění nebo přepravě. Další část (proud 109) vstoupí do separační
-7CZ 299017 B6 kolony 190. Výtlačný tlak kompresoru 161 se reguluje tak, aby se získal dostatečně vysoký tlak na to, aby tlakový spád na expandéru 158 zajistil dostatečné ochlazení proudu 109 a 126 převážně na kapalinu obohacenou methanem. Pro výrobu dalšího PLNG (proud 126) lze za kompresor 160 a před výměník tepla 136 nainstalovat přídavnou kompresi. Při rozjezdu pochodu se proud
109 vede napřed proudem 109A a nastřikuje přímo do CFZ sekce 192 tryskou 194. Potom, co se pochod rozjede, je možno proud 109 vést (proud 190B) do horní sekce 109 separační kolony 190.
Proud kapalného produktu 115 obohacený o CO2 opouští patu kolony 190. Proud 115 se dělí na dvě části: proud 116 a proud 117. Proud 116 prochází za účelem snížení tlaku odpovídajícím io expanzním zařízením jako je např. Joule-Thomsonův ventil 153· Proud 124, který opouští ventil
153, se potom ohřeje ve výměníku tepla 136 a proud 124 projde dalším Joule-Thomsonovým ventilem 154 a ještě dalším výměníkem tepla 137. Výsledný proud 125 se potom spojí s proudem par 120 ze separátoru 181.
Proud 117 expanduje odpovídajícím expanzním zařízením jako je např. expanzní ventil 151 a projde výměníkem tepla 133, kde ochladí přiváděný proud 103. Proud 117 se potom směruje do separátoru 180, běžného zařízení oddělujícího plyn od kapaliny. Páry ze separátoru 180 (proud 118) procházejí jedním nebo více kompresory a vysokotlakými čerpadly ke zvýšení tlaku. Obr. 3 znázorňuje řadu dvou kompresorů 164 a 165 a čerpadlo 166 s běžnými chladiči 143 a 144. Proud produktu 122 opouštějící čerpadlo 166 v řadě má tlak a teplotu vhodnou k zavedení do podzemního vedení.
Kapalné produkty opouštějící separátor 180 jako proud 119 procházejí expanzním zařízením jako je např. expanzní ventil 152 a potom procházejí výměníkem tepla 141, kde nastává výměna tepla s přiváděným proudem 103, čímž tento proud dále ochlazují. Proud 119 se potom směruje do separátoru 181, což je běžné separační zařízení k dělení plynu od kapaliny. Páry ze separátoru 181 přicházejí (proud 120) do kompresoru 163 a dále do dochlazovače 142. Proud 120 se potom spojí s proudem 118. Všechen kondenzát, který je v proudu 121, lze rekuperovat běžným nastřikovacím nebo stabilizačním procesem a potom může být prodáván, spálen nebo být využit jako palivo.
I když separační systémy znázorněné na obr. 1 až 3 mají pouze jednu destilační kolonu (kolona 31 na obr. 1, kolona 51 na obr. 2 a kolona 190 na obr. 3), mohou mít separační systémy podle tohoto vynálezu dvě nebo více destilačních kolon. Ke snížení výšky kolony 190 na obr. 3 lze například doporučit rozdělení kolony 190 do dvou nebo více kolon (na obrázcích neznázoměno). První kolona má dvě sekce: destilační sekci a řízenou vymrazovací zónu nad destilační sekcí, a druhá kolona má jednu destilační sekci, která zastává stejnou funkci jako sekce 191 na obr. 3. Přiváděný vícesložkový proud je veden do první destilační kolony. Patní kapalina druhé kolony se vede do vymrazovací zóny první kolony. Hlavové páry první kolony se vedou do dolní oblasti druhé kolony, druhá kolona má stejný chladicí cyklus s otevřeným okruhem jako je to znázorněno na obr. 3 u kolony 190. Proud par z druhé destilační kolony se vypouští, chladí a část jde jako reflux do horní části druhé separační kolony.
Příklady
Pro ilustraci byla pro řešení znázorněná na obr. 1 a obr. 3 provedena simulační hmotnostní a energetická rozvaha, jejíž výsledky jsou v dále uvedených tabulkách 1 a 2. Z hodnot uvedených v tabulce 1 je vidět, že proud hlavového produktu byl 100 % PLNG (proud 20 na obr. 1) a chla50 dici systém byl propan-ethylenový kaskádní systém. Z hodnot uvedených v tabulce 2 je vidět, že proudy hlavového produktu byly z 50 % PLNG (proud 126 na obr. 3) a z 50 % plynem na prodej (proud 110 na obr. 3). Hodnoty zde uvedené byly získány běžně dostupným simulačním provozním programem nazvaným HYSYS™, (pořízený od Hyprotech, Ltd., Calgary, Kanada), avšak k získání takových údajů, lze použít i jiných komerčně dostupných simulačních programů včetně například HYSIM™, PROU™ a ASPEN PLUS™, které jsou odborníkům známé. Hodnoty uvedené
-8CZ 299017 B6 v tabulkách jsou uvedeny pro lepší pochopení řešení znázorněných na obr. 1 a 3, avšak tím se vynález nijak neomezuje. Teploty a průtoky nejsou ve vynálezu považovány za omezující a z pohledu zde uvedených pokynů je možno například použít různých teplot a průtoků.
Další simulace byla provedena s použitím základního blokového schématu znázorněného na obr. 1 (při použití stejného složení a teploty přiváděného proudu, které byly použity pro tabulku 1) při výrobě běžného LNG při tlaku blízkém atmosférickému a teplotě -161 °C (-258 °F). Běžný postup CFZ/PLNG vyžaduje značné vyšší chlazení než postup CFZ/PLNG zobrazený na obr. 1. K získání chladicího výkonu potřebného k výrobě FNG o teplotě -161 °C ío musí být systém rozšířen z kaskádního propan-ethylenového systému na propan-ethylen-methanový kaskádní systém. Proud 20 navíc musí být dále ochlazen za použití methanu a tlak k výrobě produktu LNG v expandéru nebo Joule-Thomsonově ventilu musí poklesnou na atmosférický tlak nebo tlak jemu blízký. Z důvodu nižších teplot musí být CO2 z LNG odstraněn až na přibližně 50 ppm, aby se předešlo provozním problémům spojeným s vymrzáním CO2 při procesu namísto 2 % CO2 u postupu CFZ/PLNG znázorněném na obr. 1.
Tabulka 3 podává porovnání příkonu pro kompresi chladivá pro běžný postup LNG a pro postup PLNG popsaný simulačním příkladem předchozího odstavce. Jak je z obr. 3 vidět, celkový příkon pro kompresi chladivá byl u výroby LNG o 67 % vyšší než u výroby PLNG podle zkušeností tohoto vynálezu.
Odborníci, a to zvláště ti, kteří mají možnost seznámit se s tímto vynálezem, uvidí, že je možno ve výše uvedeném postupu provést mnoho úprav a změn. Podle tohoto vynálezu je možno například použít různých teplot a tlaků v závislosti na celkovém konstrukčním řešení systému a podle složení přiváděného plynu. Doplnit nebo překonfigurovat lze také přívodní chladicí soupravu v závislosti na celkových konstrukčních požadavcích k dosažení optimální a účinné výměny tepla. Určité kroky postupu mohou být uskutečněny přidáním zařízení zaměnitelných se znázorněnými zařízeními. Separace a chlazení mohou být například realizovány jediným zařízením. Jak je již výše uvedeno, uváděná specifická řešení a příklady nesměj být považována za omezení rozsahu tohoto vynálezu; ta jsou stanovena, jak nárokováno, a ekvivalenty, jak uvedeny dále.
-9CZ 299017 B6
Tabulka 1 - Společný systém CFZ/PLNG χ*
X o
εό o
o_ 2 E Lc ’2 £ cl o
© Et O cn
-X
to | to | xr | IO | u- | u- | r- | |
to | to | T~ | o r- | f- | r- | r~ | |
CM | CM | cn | cn | cn | cn | ||
v- | v | cn | IO | o | o | o | o |
*r- | χ- | IO | to | CM | CM | CM | CM |
h~ | h> | O) | 0> | ||||
o | o | o | o | o | o | o | S |
o | o | o | o | o | o | o | o |
co | C0 | h* | co | o | o | IO | u> |
cn | cn | CM | o | co | 00 | CJ> | C0 |
o | o | CM | 00 | co | to | CM | co |
T~ | |||||||
IO | IO | to | xr | xt | MT | co | |
o | o | IO | CM | xr | oo | to | |
co | co | «0 | xr | 00 | 00 | co | xr |
cn | CO | IO | CO | O | o | to | r- |
xr | xr | IO | co | to | co | V |
Liro ° *-* o Cu <0
F- Q _ tO CO CO CO
O ° CM CM - - - - - - <O CO 00 CO
ΙΟθΟΟίΟ<*)ΙΟίΟΙΟ to t''— o) oo to < «+ cm *r xf ιη7Τσ>σ>θ>®
Ač ro ro cl ro
Ol ač
O | o | o | io | in | to | IO | |
co | io | io | io | xr | xr | xr | |
cn | xr | xr | xr | xř | xr | xr | xr |
xr | to | to | to | co | oo | to | co |
(0 | o | o | o | co | to | co | to |
F~ | V“ | •P“ | w— | o | o | o | o |
CO | CO | to | co | to | co | co | co |
8Ϊ
-TO -TO U_ Q_
TO
C ro
Q.
TO
TO g- TO TO TO c c
TO TO TO c c c ro ro ro cl ex cl
CM CO xT cn o T·»— CM CM
- 10CZ 299017 B6
Tabulka 2 - Společný systém CFZ/PLNG - chlazení s otevřeným okruhem.
- 11 CZ 299017 B6
Tabulka 3 - Porovnání příkonu potřebného ke kompresi chladivá CFZ/běžný LNG s CFZ/PLNG
- 12CZ 299017 B6
Claims (15)
- PATENTOVÉ NÁROKY1. Postup zkapalňování zemního plynu, obsahujícího alespoň jednu vymrzávající složku, mající vzhledem k methanu jinou těkavost, vyznačující se tím, že sestává ze:(a) zavedení přiváděného vícesložkového proudu do separačního systému majícího vymrazovací sekci pracující za tlaku přibližně nad 1380 kPa (200 psia) a takových podmínek pro vym10 rázovanou látku, za kterých se vytváří tuhá látka, a mající dále destilaění sekci umístěnou pod vymrazovací sekcí jmenovaného systému, kde jmenovaný separační systém vytváří proud par bohatých na methan a proud kapaliny bohatý na vymrzající složku;(b) ochlazení alespoň části jmenovaného proudu par za vytvoření zkapalněného proudu bohatého na methan majícího teplotu přibližně nad -112 °C (-170 °F) a tlak dostatečný ktomu,15 aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní;(c) vypouštění první části proudu kapaliny z kroku (b) jako proud zkapalněného produktu bohatého na methan; a (d) zavedení druhé části zkapalněného proudu z kroku (b) do jmenovaného separačního systému k zajištění chlazení jmenovaného separačního systému.
- 2. Postup podle nároku 1, vyznaču j í cí se tí m , že se proud zkapalněného produktu zavádí do akumulačního zařízení při teplotě nad -112 °C (-170 °F).
- 3. Postup podle nároku 1, vyznačující se tím, že krok chlazení (b) sestává dále25 z komprese jmenovaného proudu par na vysokotlaký proud, ochlazení alespoň části zkomprimovaného proudu ve výměníku tepla a expandování ochlazeného zkomprimovaného proudu na nižší tlak, čímž se zkomprimovaný proud dále ochladí za vzniku zkapalněného proudu bohatého na methan majícího teplotu přibližně nad -112 °C (-170 °F) a tlak dostatečný k tomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní.
- 4. Postup podle nároku 3, vy z n a č uj í c í se t í m , že zkomprimovaný proud se chladí ve výměníku tepla nepřímou výměnou tepla s proudem par z kroku (a).
- 5. Postup podle nároku 3, vy z n a č uj í c í se t í m , že kapalný proud vzniklý ve jmenova35 ném separačním systému se chladí expanzí tlaku a expandovaným proudem ochlazené kapaliny se chladí zkomprimovaný proud nepřímou výměnou tepla.
- 6. Postup podle nároku 3, vyznačuj ící se t í m , že se tlak zkomprimovaného proudu a tlak expandovaného proudu reguluje za účelem zabránění tvorby tuhých látek v druhé části zka40 palněného proudu přivedeného do separačního systému.
- 7. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že jmenovaný separační systém kroku (a) sestává z první destilační kolony a druhé destilaění kolony, kde jmenovaná první destilaění kolona má destilaění sekci a vymrazovací zónu umístěnou nad destilační sekcí, jmenovaná druhá45 destilační kolona má destilační sekci a má dále krok zavedení jmenovaného přiváděného vícesložkového proudu z kroku (a) do jmenované první destilační kolony, přivádění par hlavového proudu ze jmenované vymrazovací zóny do nižší části druhé destilační kolony, vypouštění proudu par z druhé destilační kolony a chlazení jmenovaného proudu par podle bodu (b), přivedením druhé části zkapalněného proudu z kroku (d) do horní části jmenované druhé separační kolony,50 vypouštění proudu patní kapaliny ze jmenované druhé destilační kolony a přivedení patního proudu kapaliny do jmenované vymrazovací zóny jmenované destilační kolony.
- 8. Postup podle nároku 1, kde separační systém sestává z první destilační sekce, druhé destilační sekce umístěné pod první destilační sekcí a vymrazovací zóny mezi první a druhou destilační-13 CZ 299017 B6 sekcí, vyznačující se tím, že se druhá část zkapalněného proudu z kroku (d) zavádí do první destilační sekce.
- 9. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že chlazení jmenovaného proudu par5 z kroku (b) je prováděno ve výměníku tepla chlazeném chladicím systémem s uzavřeným okruhem.
- 10. Postup podle nároku 9, vyznačující se tím, že chladicí systém s uzavřeným okruhem má jako převažující chladivo propan.
- 11. Postup podle nároku 9, vy z n ač u j ic í se t í m , že chladicí systém s uzavřeným okruhem má chladivo sestávající z methanu, ethanu, propanu, butanu, pentanu, oxidu uhličitého, sirovodíku a dusíku.15
- 12. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že se vyvařené páry vznikaj ící vypařováním zkapalněného plynu bohatého na methan přivádějí do jmenovaného postupu ještě před krokem (b).
- 13. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že zkapalňování proudu plynu se pro20 vádí za použití dvou chladicích cyklů s uzavřenými okruhy v kaskádním uspořádání.
- 14. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že vícesložkový proud plynu z kroku (b) má tlak nad 3100 kPa (450 psia).25 15. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že vymrzající složkou je oxid uhličitý.16. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že chladicí krok (b) sestává dále z kroků komprese jmenovaného proudu par na zkomprinovaný proud, ochlazení alespoň části jmenovaného zkomprimovaného proudu ve výměníku tepla, vypouštění první části ochlazeného zkom30 primovaného proudu jako proudu plynného produktu a expanze druhé části ochlazeného zkomprimovaného proudu na nižší tlak, čímž se zkomprimovaný proud ještě dále chladí za vzniku kapalného proudu bohatého na methan o teplotě přibližně nad -112 °C (-170 °F) a tlaku dostatečném k tomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní.35 17. Postup separace přiváděného vícesložkového proudu obsahujícího alespoň methan a alespoň jednu vymrzající složku mající poměrně nižší těkavost než methan za vzniku kapalného produktu obohaceného methanem, vyznačující se tím, že sestává ze:(a) zavedení přivedeného vícesložkového proudu do separačního systému, pracujícího za provozních podmínek vhodných pro vytváření jmenované vymrazené složky;40 (b) vypouštění proudu par z horní části jmenovaného separačního systému;(c) komprese jmenovaného proudu par na vyšší tlak proudu;(d) chlazení alespoň části jmenovaného zkomprimovaného proudu za použití chlazení, které je k dispozici z proudu par kroku (b);(e) expanze jmenovaného ochlazeného zkomprimovaného proudu k dalšímu ochlazení jmeno45 váného zkomprimovaného proudu, kde jmenovaným proudem je převážně kapalina;(f) přivedení alespoň části jmenovaného expandovaného proudu do horní části separačního systému k zajištění chlazení jmenovaného separačního systému; a (g) rekuperace proudu kapalného produktu obohaceného methanem z expandovaného proudu.50 18. Postup podle nároku 17, vyznačující se tím, že sestává dále z rekuperace části jmenovaného proudu zkomprimovaných par z kroku (c) a ochlazení zbývající části jmenovaného proudu par podle kroku (d).-14CZ 299017 B619. Postup podle nároku 17, vyznačující se tím, že jmenovaný proud par z kroku (b) se před kompresí v kroku (c) ohřeje.20. Postup podle nároku 17, ve kterém separační systém sestává z první destilační sekce, druhé5 destilační sekce pod první destilační sekcí a vymrazovací zóny mezi první a druhou destilační sekcí, vyznačující se tím, že proud expandované kapaliny se zavádí do první destilační sekce.21. Postup podle nároku 20, vyznačující se tím, že jmenovaný přiváděný vícesložkoio vý proud je zaveden pod první destilační sekci.22. Postup podle nároku 17, vyznačující se tím, že kapalina odstraňovaná ze separačního systému se chladí expanzním tlakovým zařízením a alespoň částečným vypařením jmenované kapaliny výměnou tepla s komprimovaným proudem z kroku (c).23. Postup podle nároku 17, v y z n a č u j í c í se t í m , že se kapalina obohacená o vymrzající složku odstraní ze separačního systému, ochladí se expanzí a dále tato expandovaná kapalina, obohacená o vymrzající složku, chladí výměnou tepla přiváděný vícesložkový proud před tím, než vstoupí do separačního systému.24. Postup podle nároku 17, vyznačující se tím, že sestává dále z chlazení vícesložkového proudu v expanzním zařízení před jeho vstupem do separačního systému.25. Postup podle nároku 17, vyznač u j í cí se tí m , že tlak proudu o vyšším tlaku zkro25 ku (c) a tlak expandovaného proudu (e) jsou regulovány za účelem zabránění vytváření tuhé látky v proudu vedeném do separačního systému v kroku (f).26. Postup podle nároku 17, vyznačující se tím, že rekuperovaný kapalný proud z kroku (g) má tlak přibližně nad 1380 kPa (200 psia).27. Postup k výrobě zkapalněného zemního plynu o tlaku přibližně nad 1380 kPa (200 psia) z přiváděného vícesložkového proudu obsahujícího methan a vymrzající složku mající poměrně nižší těkavost než methan, sestávající ze:(a) zavedení přivedeného vícesložkového proudu do separačního systému, pracujícího za pro35 vozních podmínek vhodných pro vytváření jmenované vymrazené složky;(b) vypouštění proudu par z horní části jmenovaného separačního systému;(c) komprese jmenovaného proudu par na vyšší tlak;(d) chlazení alespoň části jmenovaného zkomprimovaného proudu za použití chlazení, které je k dispozici z proudu par kroku (b);40 (e) expanze jmenovaného ochlazeného zkomprimovaného proudu k dalšímu ochlazení jmenovaného zkomprimovaného proudu, kde jmenovaným proudem je převážně kapalina o tlaku nad 1380 kPa (200 psia);(f) přivedení alespoň části jmenovaného expandovaného proudu do horní části separačního systému k zajištění chlazení jmenovaného separačního systému; a45 (g) rekuperace proudu kapalného produktu obohaceného methanem o tlaku přibližně nad1380 kPa (200 psia) z expandovaného proudu.28. Postup zkapalňování vícesložkového proudu obsahujícího methan a alespoň jednu vymrzající složku za vzniku kapaliny bohaté na methan mající teplotu přibližně nad -112 °C a tlak dos50 tatečný k tomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní, obsahující dále kroky:- 15CZ 299017 B6 (a) zavedení přiváděného vícesložkového proudu majícího tlak přibližně nad 1380 kPa (200 psia) do separačního systému pracujícího za podmínek umožňujících vymrzající složce vytvoření tuhé látky k vytvoření proudu par bohatých na methan a proudu kapaliny bohaté na jmenovanou složku, která v separačním systému ztuhla;5 (b) zkapalnění proudu par chladicím systémem s uzavřeným okruhem za vzniku kapaliny bohaté na methan mající teplotu přibližně nad -112 °C a dostatečný tlak ktomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě bublinového varu nebo pod ní;(c) zavedení jmenované kapaliny bohaté na methan do akumulační nádoby k uskladnění při teplotě nad -112 °C.29. Postup podle nároku 28, vyznačující se tím, že zkapalňování přiváděného proudu je prováděno chladicím systémem s uzavřeným okruhem.30. Postup podle nároku 28, vyznačující se tím, že před zkapalněním přiváděného
- 15 proudu se spojí vyvařené páry vzniklé vypařením zkapalněného zemního plynu s proudem par ze separačního systému.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US5146097P | 1997-07-01 | 1997-07-01 | |
US8767798P | 1998-06-02 | 1998-06-02 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CZ9904560A3 CZ9904560A3 (en) | 2001-05-16 |
CZ299017B6 true CZ299017B6 (cs) | 2008-04-02 |
Family
ID=26729441
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CZ0456099A CZ299017B6 (cs) | 1997-07-01 | 1998-06-26 | Postup zkapalnování zemního plynu obsahujícího alespon jednu vymrzající složku |
Country Status (40)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5956971A (cs) |
EP (1) | EP0993585A4 (cs) |
JP (1) | JP4544654B2 (cs) |
KR (1) | KR100338881B1 (cs) |
CN (1) | CN1171063C (cs) |
AR (1) | AR015910A1 (cs) |
AT (1) | AT413600B (cs) |
AU (1) | AU735706B2 (cs) |
BG (1) | BG63828B1 (cs) |
BR (1) | BR9810069A (cs) |
CA (1) | CA2293590C (cs) |
CH (1) | CH694000A5 (cs) |
CO (1) | CO5040203A1 (cs) |
CZ (1) | CZ299017B6 (cs) |
DE (1) | DE19882493T1 (cs) |
DK (1) | DK199901814A (cs) |
DZ (1) | DZ2543A1 (cs) |
ES (1) | ES2214919B1 (cs) |
FI (1) | FI19992789A (cs) |
GB (1) | GB2344414B (cs) |
GE (1) | GEP20022623B (cs) |
HU (1) | HUP0003943A3 (cs) |
ID (1) | ID23875A (cs) |
IL (1) | IL133336A (cs) |
MY (1) | MY114067A (cs) |
NO (1) | NO314960B1 (cs) |
NZ (1) | NZ502041A (cs) |
OA (1) | OA11270A (cs) |
PE (1) | PE43199A1 (cs) |
PL (1) | PL189829B1 (cs) |
RO (1) | RO120220B1 (cs) |
RU (1) | RU2194930C2 (cs) |
SE (1) | SE521587C2 (cs) |
SK (1) | SK178699A3 (cs) |
TN (1) | TNSN98117A1 (cs) |
TR (1) | TR199903337T2 (cs) |
TW (1) | TW366409B (cs) |
UA (1) | UA48312C2 (cs) |
WO (1) | WO1999001706A1 (cs) |
YU (1) | YU70599A (cs) |
Families Citing this family (171)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2317539C (en) | 1998-01-08 | 2003-08-19 | Satish Reddy | Autorefrigeration separation of carbon dioxide |
US6035662A (en) * | 1998-10-13 | 2000-03-14 | Praxair Technology, Inc. | Method and apparatus for enhancing carbon dioxide recovery |
MY114649A (en) | 1998-10-22 | 2002-11-30 | Exxon Production Research Co | A process for separating a multi-component pressurized feed stream using distillation |
MY117066A (en) | 1998-10-22 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Process for removing a volatile component from natural gas |
MY117068A (en) | 1998-10-23 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas |
MY115506A (en) | 1998-10-23 | 2003-06-30 | Exxon Production Research Co | Refrigeration process for liquefaction of 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 |
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 |
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 |
US7594414B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
UA76750C2 (uk) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Спосіб зрідження природного газу (варіанти) |
KR20040015294A (ko) * | 2001-06-29 | 2004-02-18 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 메탄 풍부한 가압 액체 혼합물로부터 에탄 및 중질탄화수소를 회수하는 방법 |
US6560988B2 (en) | 2001-07-20 | 2003-05-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities |
JP2005515298A (ja) * | 2002-01-18 | 2005-05-26 | カーティン ユニバーシティ オブ テクノロジー | 凝固性固形物を除去することによりlngを製造する方法および装置 |
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 |
WO2006007241A2 (en) * | 2004-06-18 | 2006-01-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon fluid processing plant design |
EP1807488A1 (en) * | 2004-09-08 | 2007-07-18 | 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 |
EP1819976A4 (en) * | 2004-12-03 | 2012-04-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | INTEGRATED REINTER SPRAYING PROCESS FOR ACID GAS AND ACID GAS |
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 |
BRPI0606820B8 (pt) * | 2005-02-24 | 2019-12-17 | Twister Bv | método e sistema para esfriar uma corrente de gás natural e separar a corrente de gás esfriada em várias frações tendo diferentes pontos de ebulição |
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 |
EA014193B1 (ru) * | 2005-04-12 | 2010-10-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ ожижения потока природного газа |
EP1929227B1 (en) * | 2005-08-09 | 2019-07-03 | 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 |
WO2007148122A2 (en) * | 2006-06-23 | 2007-12-27 | T Baden Hardstaff Limited | Process and device for producing lng |
US20080016910A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Adam Adrian Brostow | Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
CA2663823C (en) * | 2006-10-13 | 2014-09-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells |
CA2663824C (en) | 2006-10-13 | 2014-08-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
WO2008048453A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures |
WO2008048454A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
US9121636B2 (en) * | 2006-11-16 | 2015-09-01 | Conocophillips Company | Contaminant removal system for closed-loop refrigeration cycles of an LNG facility |
AU2007324597B2 (en) * | 2006-11-22 | 2010-09-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for providing uniformity of vapour and liquid phases in a mixed stream |
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 |
US8312738B2 (en) * | 2007-01-19 | 2012-11-20 | 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 |
CN101641495B (zh) | 2007-03-22 | 2013-10-30 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位地层加热的颗粒电连接 |
CN101636555A (zh) | 2007-03-22 | 2010-01-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位地层加热的电阻加热器 |
US20080264099A1 (en) * | 2007-04-24 | 2008-10-30 | Conocophillips Company | Domestic gas product from an lng facility |
US8151877B2 (en) | 2007-05-15 | 2012-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
WO2008143749A1 (en) | 2007-05-15 | 2008-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
BRPI0810590A2 (pt) * | 2007-05-25 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método in situ de produzir fluidos de hidrocarboneto de uma formação rochosa rica em matéria orgânica |
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 |
DE102007032536B4 (de) * | 2007-07-12 | 2013-04-18 | Biogas Süd Entwicklungsgesellschaft OHG | Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von flüssigem und/oder gasförmigem Methan |
US8061413B2 (en) | 2007-09-13 | 2011-11-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing |
US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
US9574713B2 (en) | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers and associated methods |
US8555672B2 (en) | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
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 |
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 |
BRPI0906940A2 (pt) * | 2008-01-11 | 2015-07-28 | Shell Internacionale Res Mij B V | Processo para remover contaminantes ácidos e hidrocarbonetos de uma corrente de alimentação gasosa, dispositivo, e, processo para liquefazer o gás natural. |
US8973398B2 (en) | 2008-02-27 | 2015-03-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Apparatus and method for regasification of liquefied natural gas |
BRPI0911530A2 (pt) | 2008-05-23 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | métodos para produzir fluidos de hidrocarbonetos de uma formação de rocha rica em orgânicos, e para utilizar gás produzido de um processo de conversão in situ em uma área de desenvolvimento de hidrocarboneto |
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 |
FR2940413B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2013-01-11 | Air Liquide | Procede de capture du co2 par cryo-condensation |
FR2940414B1 (fr) * | 2008-12-19 | 2012-10-26 | Air Liquide | Procede de capture du dioxyde de carbone par cryo-condensation |
AU2010216407B2 (en) | 2009-02-23 | 2014-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
CN102405275B (zh) * | 2009-04-20 | 2015-01-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 从烃气流中去除酸性气体的低温***和去除酸性气体的方法 |
BRPI1015966A2 (pt) | 2009-05-05 | 2016-05-31 | Exxonmobil Upstream Company | "método para tratar uma formação subterrânea, e, meio de armazenamento legível por computador." |
EA024798B1 (ru) * | 2009-07-30 | 2016-10-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система для удаления кислых газов |
WO2011014059A1 (en) | 2009-07-30 | 2011-02-03 | Twister B.V. | Tapered throttling valve |
SG178261A1 (en) | 2009-09-09 | 2012-03-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream |
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 |
BR112012009867A2 (pt) * | 2009-11-02 | 2016-08-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema para remoção de gases ácidos de uma corrente de gás azedo, instalação de processamento de gás, e , método |
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 |
EA026113B1 (ru) | 2010-01-22 | 2017-03-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Удаление кислотных газов из газового потока при улавливании и изолировании со |
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***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 |
US20120000242A1 (en) * | 2010-04-22 | 2012-01-05 | Baudat Ned P | Method and apparatus for storing liquefied natural gas |
US20110259044A1 (en) * | 2010-04-22 | 2011-10-27 | Baudat Ned P | Method and apparatus for producing 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 |
EP2575996A4 (en) * | 2010-06-03 | 2015-06-10 | Ortloff Engineers Ltd | TREATMENT OF HYDROCARBONGAS |
EA021899B1 (ru) * | 2010-07-30 | 2015-09-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Криогенная система для удаления кислых газов из потока газообразного углеводорода с использованием разделительных устройств с параллельным потоком |
AU2011296521B2 (en) | 2010-08-30 | 2016-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis |
WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
US20130219955A1 (en) * | 2010-10-15 | 2013-08-29 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | 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 |
WO2012162690A2 (en) | 2011-05-26 | 2012-11-29 | Brigham Young University | 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 |
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. |
US20140338395A1 (en) * | 2011-12-20 | 2014-11-20 | Exxon Mobil Upstream Research Company | Method of Separating Carbon Dioxide from Liquid Acid Gas Streams |
US9593883B2 (en) * | 2011-12-27 | 2017-03-14 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Module for treatment of carbon dioxide and treatment method thereof |
CA2867287C (en) | 2012-03-21 | 2019-06-11 | 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 |
WO2013165711A1 (en) | 2012-05-04 | 2013-11-07 | 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 |
WO2015084500A1 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids |
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 |
CA2924695C (en) | 2013-12-06 | 2018-10-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism |
US9874395B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower |
MY176166A (en) | 2013-12-06 | 2020-07-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly |
WO2015084499A2 (en) * | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of modifying a liquid level during start-up operations |
CA2924402C (en) | 2013-12-06 | 2017-11-21 | Exxonmobil Upstream Research 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 |
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 |
MX363831B (es) | 2014-04-22 | 2019-04-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para arranque de una torre de destilacion. |
WO2015191161A1 (en) | 2014-06-11 | 2015-12-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for separating a feed gas in a column |
US9739529B2 (en) | 2014-07-08 | 2017-08-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | 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 |
CN107208964B (zh) * | 2015-02-27 | 2020-06-19 | 埃克森美孚上游研究公司 | 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷 |
JP6423297B2 (ja) * | 2015-03-20 | 2018-11-14 | 千代田化工建設株式会社 | Bog処理装置 |
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 |
US10619918B2 (en) | 2015-04-10 | 2020-04-14 | Chart Energy & Chemicals, Inc. | System and method for removing freezing components from a feed gas |
WO2016209404A1 (en) | 2015-06-22 | 2016-12-29 | 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 |
WO2017045055A1 (en) | 2015-09-16 | 2017-03-23 | 1304342 Alberta Ltd. | A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng) |
CA2994812C (en) | 2015-09-18 | 2020-03-10 | 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*** |
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*** |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
FR3123967B1 (fr) | 2021-06-09 | 2023-04-28 | Air Liquide | Procédé de séparation et de liquéfaction du méthane et du dioxyde de carbone avec solidification du dioxyde de carbone à l’extérieur 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. |
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 |
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. |
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 |
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*** |
WO2024119271A1 (en) * | 2022-12-08 | 2024-06-13 | Foundation Renewable Carbon Inc. | Liquefaction apparatus and method using a by-product of an adjacent air separation unit as a cooling medium |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
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 |
US4869740A (en) * | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
GB2221977A (en) * | 1988-08-19 | 1990-02-21 | Exxon Production Research Co | Cyrogenic separation of carbon dioxide and other gases from methane |
EP0723125A2 (en) * | 1994-12-09 | 1996-07-24 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho | Gas liquefying method and heat exchanger used in gas liquefying method |
Family Cites Families (36)
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 |
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 |
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 |
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 |
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 AT AT0908298A patent/AT413600B/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 CH CH00015/00A patent/CH694000A5/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 CN CNB988064359A patent/CN1171063C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 SK SK1786-99A patent/SK178699A3/sk unknown
- 1998-06-26 PL PL98337614A patent/PL189829B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 TR TR1999/03337T patent/TR199903337T2/xx unknown
- 1998-06-26 GB GB9930048A patent/GB2344414B/en not_active Expired - Lifetime
- 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 EP EP98931595A patent/EP0993585A4/en not_active Withdrawn
- 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 DE DE19882493T patent/DE19882493T1/de not_active Withdrawn
- 1998-06-26 NZ NZ502041A patent/NZ502041A/en unknown
- 1998-06-26 UA UA99127084A patent/UA48312C2/uk unknown
- 1998-06-26 HU HU0003943A patent/HUP0003943A3/hu unknown
- 1998-06-26 ID IDW20000102A patent/ID23875A/id unknown
- 1998-06-26 JP JP50724499A patent/JP4544654B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 RO RO99-01378A patent/RO120220B1/ro unknown
- 1998-06-26 US US09/105,845 patent/US5956971A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 BR BR9810069-6A patent/BR9810069A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-26 CA CA002293590A patent/CA2293590C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-26 GE GEAP19985114A patent/GEP20022623B/en unknown
- 1998-06-26 AU AU81679/98A patent/AU735706B2/en not_active Ceased
- 1998-06-26 ES ES009950078A patent/ES2214919B1/es not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-26 WO PCT/US1998/013233 patent/WO1999001706A1/en not_active IP Right Cessation
- 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/fi 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
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
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 |
US4869740A (en) * | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
GB2221977A (en) * | 1988-08-19 | 1990-02-21 | Exxon Production Research Co | Cyrogenic separation of carbon dioxide and other gases from methane |
EP0723125A2 (en) * | 1994-12-09 | 1996-07-24 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho | Gas liquefying method and heat exchanger used in gas liquefying method |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CZ299017B6 (cs) | Postup zkapalnování zemního plynu obsahujícího alespon jednu vymrzající složku | |
KR100338879B1 (ko) | 개선된 천연 가스 액화 방법 | |
KR100338880B1 (ko) | 천연 가스의 액화를 위한 다중 성분 냉동 방법 | |
RU2204094C2 (ru) | Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа | |
MXPA99011351A (en) | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component | |
MXPA99011348A (es) | Proceso mejorado para licuefaccion de gas natural | |
MXPA99011424A (en) | Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas | |
MXPA99011347A (es) | Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD00 | Pending as of 2000-06-30 in czech republic | ||
MM4A | Patent lapsed due to non-payment of fee |
Effective date: 19980626 |