FR2714722A1 - Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel. - Google Patents

Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel. Download PDF

Info

Publication number
FR2714722A1
FR2714722A1 FR9402024A FR9402024A FR2714722A1 FR 2714722 A1 FR2714722 A1 FR 2714722A1 FR 9402024 A FR9402024 A FR 9402024A FR 9402024 A FR9402024 A FR 9402024A FR 2714722 A1 FR2714722 A1 FR 2714722A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
natural gas
fraction
liquefying
phase
liquid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
FR9402024A
Other languages
English (en)
Other versions
FR2714722B1 (fr
Inventor
Prevost Isabelle
Rojey Alexandre
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=26230869&utm_source=***_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=FR2714722(A1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Priority claimed from FR9315924A external-priority patent/FR2714720B3/fr
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority to FR9402024A priority Critical patent/FR2714722B1/fr
Priority to US08/507,277 priority patent/US5651269A/en
Priority to ES95905171T priority patent/ES2126876T3/es
Priority to AU13883/95A priority patent/AU684885B2/en
Priority to JP51781795A priority patent/JP3602130B2/ja
Priority to CA002156249A priority patent/CA2156249C/fr
Priority to EP95905171A priority patent/EP0687353B1/fr
Priority to PCT/FR1994/001535 priority patent/WO1995018345A1/fr
Priority to KR1019950703632A priority patent/KR100356093B1/ko
Priority to MYPI94003553A priority patent/MY124427A/en
Priority to TW84100241A priority patent/TW268090B/zh
Publication of FR2714722A1 publication Critical patent/FR2714722A1/fr
Priority to NO953377A priority patent/NO303850B1/no
Publication of FR2714722B1 publication Critical patent/FR2714722B1/fr
Application granted granted Critical
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

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
    • F25J3/0257—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 nitrogen
    • 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
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • 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"
    • F25J1/0035—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 gas 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"
    • F25J1/0035—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 gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—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 gas expansion with extraction of work of a 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
    • F25J1/003—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
    • F25J1/0047—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant 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
    • 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
    • F25J1/0211—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0219—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. using a deep flash recycle 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
    • F25J1/0254—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
    • 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
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0282—Steam turbine as the prime mechanical driver
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F25J1/0288—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings using work extraction by mechanical coupling of compression and expansion of the refrigerant, so-called companders
    • 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
    • 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
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • 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
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops
    • 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
    • F25J2270/12—External 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
    • F25J2270/88—Quasi-closed internal refrigeration or heat pump cycle, if not otherwise provided

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Le procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'invention consiste à liquéfier au moins en partie ce gaz en le détendant avec fourniture d'énergie mécanique, le gaz au cours de cette détente passant d'une phase dense à une phase liquide sans transition de phase. Le procédé comporte au moins les deux étapes suivantes: a) - on refroidit le gaz naturel constitué de plusieurs constituants à une pression au moins supérieure ou égale à la valeur de pression critique du méthane et à une température telle que ledit gaz se présente en phase dense à la fin de ce refroidissement, b) - on détend et on liquéfie au moins en partie une fraction de ladite phase dense provenant de l'étape a) à travers un dispositif adapté à diminuer la pression du gaz selon une détente avec fourniture d'énergie mécanique, le passage de l'état en phase dense vers un état en phase liquide se faisant sensiblement sans transition de phase.

Description

La liquéfaction du gaz naturel est une opération industrielle importante qui permet de transporter le gaz naturel sur de longues distances par méthanier, ou de le stocker sous forme liquide.
Les procédés utilisés actuellement réalisent l'opération de
liquéfaction d'un "gaz naturel" en faisant passer ce gaz naturel à travers des échangeurs et en le réfrigérant au moyen d'un cycle frigorifique externe. Ainsi, les brevets US 3.735.600 et US 3.433.026 décrivent des procédés de liquéfaction au cours desquels le gaz est envoyé à travers un ou plusieurs échangeurs de chaleur de manière à obtenir sa liquéfaction.
Par "gaz naturel", nous entendons par la suite un mélange formé majoritairement de méthane mais pouvant contenir également d'autres hydrocarbures et de l'azote, sous quelque forme qu'il se trouve (gazeuse, liquide ou diphasique). Le gaz naturel au départ se présente majoritairement sous une forme gazeuse, et au cours de l'étape de liquéfaction, il peut se présenter sous différentes formes, liquide et gazeuse qui peuvent coexister à un instant donné.
Dans de tels procédés un cycle de réfrigération externe utilisant comme fluide réfrigérant un mélange de fluides est mis en oeuvre. Un tel mélange en se vaporisant est susceptible de réfrigérer et de liquéfier le gaz sous pression. Après vaporisation, le mélange est comprimé, condensé en échangeant de la chaleur avec un milieu ambiant tel que de l'eau ou de l'air.
De tels procédés sont complexes et mettent en jeu des surfaces d'échange élevées ainsi que des puissances de compression importantes.
De ce fait, ils conduisent à des coûts d'investissements élevés.
II a été découvert, et c'est là un des objets de la présente invention, qu'il est possible à l'issue d'une première étape de réfrigération de réfrigérer et de liquéfier le gaz naturel directement par détente à travers une turbine à partir d'une phase "dense1. L'expression "phase dense" désigne une phase pouvant être obtenue à partir d'une phase gazeuse initiale par une évolution isobare sans transition de phase et conduisant par détente isen-opiq à une phase iiquide sans transition de phase. Au moins une partie du procédé de liquéfaction s'effectue sans transition de phase, c'est-å-dire que le passage de la phase gazeuse à la phase liquide s'effectue de man;ére continue, sans transformation au cours de laquelle il y aurait coexistence de deux phases différentes. Le gaz naturel est amené en "phase dense" avant détente, en opérant à une pression au moins supérieure à la pression critique du méthane, et en abaissant la température du "gaz naturel".
La présente invention concerne un procédé de liquéfaction d'un gaz naturel. II est caractérisé en ce qu'il comporte au moins une étape selon laquelle on liquéfie au moins en partie ledit gaz par détente avec fourniture d'énergie mécanique, cette détente le faisant passer d'un état en phase dense vers un état en phase liquide.
Le passage entre ces deux états s'effectue sans transition de phases, c'est-à-dire sans coexistence simultanée de deux phases différentes.
Le procédé comporte, par exemple au moins les deux étapes suivantes: a)- on refroidit le gaz naturel à une pression au moins supérieure ou égale à la pression critique du méthane et à une température telle que ledit gaz naturel se présente sous forme de phase dense à la fin de ce refroidissement, b) - on détend et on liquéfie au moins en partie une fraction de ladite phase dense provenant de l'étape a) à travers un dispositif adapté à diminuer la pression du gaz naturel selon une détente avec fourniture d'énergie mécanique, le passage de l'état en phase dense vers un état en phase liquide s'effectuant sans transition de phase.
On peut poursuivre la détente de la phase liquide obtenue au cours de l'étape b), jusqu'à l'apparition d'une fraction gazeuse, et procéder ensuite, par exemple, aux étapes suivantes: - on sépare la fraction liquide et la fraction gazeuse au cours d'une
étape c), - la fraction gazeuse résultant de l'étape c) est échangée thermiquement
avec une fraction non détendue du gaz naturel au cours d'une étape d),
ladite fraction non détendue, étant détendue à l'issue de cette opération
d'échange thermique au cours d'une étape e) en formant un mélange
liquide-vapeur qui est séparé en une fraction liquide et une fraction gazeuse - on réunit les fractions liquides provenant des étapes c) et e) pour former
le gaz naturel liquéfié, - on recomprime et on recycle au moins en partie les fractions gazeuses
provenant des étapes c) et e) à l'étape a), et - la fraction gazeuse obtenue à l'issue de l'étape b) peut être supérieure
ou égale à 20 %.
On utilise, par exemple, comme dispositif une turbine pour détendre le gaz naturel et le faire passer de l'état en phase dense vers l'état en phase liquide.
Au cours de l'étape a), on peut refroidir le gaz naturel par échange thermique en utilisant une fraction gazeuse provenant dudit gaz naturel, ladite fraction gazeuse étant détendue dans une turbine, ladite fraction gazeuse détendue étant au moins en partie recomprimée dans un étage de compression et recyclée.
On comprime, par exemple, au moins une fraction gazeuse recyclée en mettant en oeuvre au moins deux étages, le gaz étant refroidi à la sortie de chacun des étages de compression par un milieu ambiant de réfrigération disponible.
Au cours de l'étape a), on peut aussi refroidir le gaz naturel par vaporisation d'un mélange de réfrigérants, le mélange ainsi obtenu se présente en phase vapeur ou phase gazeuse. II est ensuite comprimé, condensé par un échange thermique avec le milieu ambiant de réfrigération disponible, détendu et recyclé.
Le mélange de réfrigérants peut être détendu et vaporisé à au moins deux niveaux de pression.
Lorsque le gaz naturel comporte des hydrocarbures lourds, on peut séparer les hydrocarbures les plus lourds contenus dans le gaz naturel à liquéfier préalablement à l'étape a) au moyen d'un étape d'adsorption.
On réalise l'étape a) à une de pression supérieure à la pression critique du méthane et de préférence supérieure à la pression critique du mélange formant le gaz naturel.
De préférence, encore, on réalise l'étape a) à une pression supérieure au cricondenbar du gaz à liquéfier.
L'étape a) est réalisée à une pression comprise, de préférence, entre 7 et 20 MPa.
La température que possède le gaz naturel à l'issu de l'étape a) est de préférence, comprise entre 165 et 230 K.
Pour un gaz naturel comportant des hydrocarbures plus lourds que le méthane, on sépare les hydrocarbures au moins en partie au cours d'une étape préliminaire opérée à une pression inférieure à la pression de l'étape a).
Le gaz naturel au cours de l'étape a) est détendu jusqu'à une température telle qu'après détente, une fraction liquide concentrée en hydrocarbures plus lourds que le méthane est produite, ladite fraction liquide étant alors séparée.
L'étape b) est, par exemple, réalisée par détente dans une turbine dont les éléments sont isolés thermiquement du gaz, étant notamment peu conducteurs de la chaleur.
L'étape b) est, par exemple, réalisée par détente dans une turbine ayant un rotor réalisé en matériau composite.
Les échanges de chaleur au cours des étapes a) et d) peuvent être effectués en faisant passer le gaz dans des échangeurs opérant à contrecourant.
On peut réaliser l'échange thermique de l'étape d) en faisant passer le gaz naturel dans un échangeur présentant un écart de température du côté le plus froid de l'échangeur inférieur à 5 K et un écart de température du côté le plus chaud de l'échangeur inférieur à 10 K.
On peut réaliser la détente au cours de l'étape b) au moyen d'au moins deux turbines successives, le mélange liquide-vapeur provenant de la première détente partielle étant séparé, en une fraction gazeuse et une fraction liquide, ladite fraction gazeuse étant envoyée pour réaliser l'étape d) et ladite fraction liquide résultante étant détendue dans la deuxième turbine, la fraction liquide à l'issue de cette deuxième détente formant une partie du gaz naturel liquéfié produit par le procédé.
Au moins une partie de la fraction gazeuse provenant de l'étape b) est mise, par exemple, en contact à contre-courant avec la fraction liquide provenant de l'étape e), la fraction liquide résultante étant réunie avec la fraction liquide provenant de l'étape b) pour former le gaz naturel liquéfié et la fraction gazeuse résultante étant réunie avec la fraction gazeuse provenant de l'étape e) pour former au moins en partie une fraction gazeuse riche en azote qui est évacuée.
La présente invention concerne aussi un appareil destiné à mettre en oeuvre le procédé décrit précédemment.
Il est caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison au moins un dispositif E2 permettant de refroidir le gaz naturel à liquéfier et de l'amener en phase dense, au moins un moyen R1 de refroidissement, ledit dispositif
E2 étant relié directement à au moins un moyen T4 capable de détendre ledit gaz naturel se présentant sous forme de phase dense pour le liquéfier.
Le moyen ou dispositif capable de détendre le gaz naturel sous forme de phase dense est constitué d'au moins une turbine de détente dont au moins un des éléments est réalisé en un matériau peu conducteur de la chaleur. De cette façon, on évite les transmissions de chaleur par conduction thermique dans les éléments de la turbine pouvant conduire à une réduction de l'efficacité de la réfrigération par détente.
Ainsi, la présente invention offre de nombreux avantages par rapport aux procédés habituellement utilisés dans l'art antérieur. En effet, le fait de travailler à une valeur de pression initiale pour le gaz supérieure aux valeurs utilisées par les procédés mentionnés dans l'art antérieur permet de réduire l'énergie nécessaire pour la liquéfaction du gaz naturel.
De plus, la liquéfaction directe du gaz naturel par détente permet de réduire les surfaces des échangeurs de chaleur nécessaires et de simplifier le procédé, en réduisant ainsi les coûts d'investissements induites.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront clairement à la lecture de quelques exemples, non limitatifs, illustrés par les figures suivantes parmi lesquelles - la figure 1 schématise un exemple de cycle de réfrigération tel que
décrit dans l'art antérieur comportant un cycle de préréfrigération, - la figure 2 décrit un exemple de cycle de l'art antérieur utilisant un gaz
permanent, - les figures 3A, 3B et 3C schématisent respectivement le principe de
base utilisé selon l'invention, un diagramme pression température des
différentes phases pour un gaz naturel, par exemple, et un exemple
particulier de réalisation.
- la figure 4 décrit un exemple de réalisation adaptée à la liquéfaction
d'un gaz comportant de l'azote, et séparant partiellement l'azote, - la figure 5 décrit un exemple de réalisation pour lequel l'étape de
pré réfrigération est assurée par un mélange de réfrigérants, et - la figure 6 décrit un exemple de réalisation pour la liquéfaction d'un gaz
naturel contenant de l'azote, dans lequel une partie de la fraction
gazeuse produite par détente est recyclée, et l'étape de réfrigération est
effectuée par un mélange de réfrigérants.
La figure 1 représente un schéma de principe d'un procédé utilisé selon l'art antérieur pour liquéfier un gaz naturel, par exemple.
Le procédé de liquéfaction comporte un cycle de pré réfrigération qui permet de condenser le mélange utilisé dans le cycle de réfrigération principal.
Le cycle de pré réfrigération et le cycle de réfrigération principal utilisent comme fluide réfrigérant un mélange de fluides. Un tel mélange en se vaporisant est susceptible de réfrigérer et de liquéfier le gaz sous pression. Après vaporisation, le mélange est comprimé, condensé en échangeant de la chaleur avec le milieu ambiant, tel que de l'eau ou de l'air, disponible et recyclé.
Une autre manière de procéder selon l'art antérieur consiste à utiliser un cycle fonctionnant avec un gaz permanent tel que de l'azote. Un tel schéma est décrit dans la figure 2.
Le gaz naturel arrive sous pression par le conduit 1. II passe ensuite dans l'échangeur El dans lequel il est liquéfié et refroidi . A la sortie de l'échangeur El, le gaz naturel liquéfié est détendu jusqu'à une valeur de pression voisine de la pression atmosphérique par passage dans une vanne de détente V1 et évacué ensuite par le conduit 2.
Le refroidissement du gaz naturel est assuré par un gaz permanent circulant dans le cycle de réfrigération constitué d'une turbine T1, d'un conduit 4 reliant la turbine T1 à l'échangeur El, et d'un conduit 5 permettant le passage du gaz permanent de réchangeur vers une série de compresseurs et de moyens de refroidissement agencés en cascade K1,
C1, K2, C2 par exemple. Ainsi, le gaz permanent circulant dans le cycle de réfrigération est comprimé dans l'étage de compression K1, refroidi par passage dans le moyen de refroidissement C1 puis passe ensuite dans l'étage de compression K2 dans lequel il est comprimé pour être refroidi ensuite par passage dans l'étage de refroidissement C2. Le gaz permanent ainsi comprimé et refroidi, est envoyé par le conduit 3 vers la turbine T1 dans laquelle il subit une détente et d'où il ressort refroidi avant d'être envoyé dans l'échangeur El par le conduit 4. Le gaz permanent ainsi réfrigéré refroidit le gaz naturel lors de leur mise en contact dans l'échangeur El. A la sortie de cet échangeur et après avoir réalisé le refroidissement du gaz naturel, le gaz permanent est envoyé à nouveau et recyclé dans les étages de compression et de refroidissement par le conduit 5.
Un tel cycle est utilisé pour des unités de petite capacité, notamment du fait de sa simplicité. II est toutefois reconnu que ses performances sont nettement inférieures à celles d'un cycle utilisant un mélange de réfrigérants. De plus, il implique la recirculation d'un débit très important de gaz réfrigérant.
On peut remplacer le gaz permanent auxiliaire utilisé comme réfrigérant, tel que de l'azote, par une fraction du gaz à liquéfier exerçant alors la même fonction. Le principe de fonctionnement du cycle représenté sur la figure 2 reste identique au principe décrit précédemment.
Le principe mis en oeuvre selon l'invention décrite ci-après consiste, à partir d'un gaz naturel en phase dense, à arriver au moins en partie à sa liquéfaction sans transition de phase, c'est-à-dire qu'au moins une partie du processus de liquéfaction s'effectue sans transition de phase au cours de laquelle il y aurait coexistence entre deux phases de natures différentes. Ainsi, tout au long du processus de liquéfaction le passage de la phase dense à la phase liquide s'effectue de manière continue, une transition de phase impliquant un passage discontinu.
Le procédé repose sur la mise en oeuvre, essentiellement d'au moins deux étapes, la première consistant à amener le gaz naturel en phase dense et la seconde à produire une détente avec fourniture d'énergie mécanique, par exemple une détente sensiblement isentropique, faisant passer le gaz naturel en phase dense en phase liquide.
Le gaz arrive par le conduit 7 (Fig. 3A) en phase gazeuse, dans un état thermodynamique représenté par le point G1 (Fig.3B), dans un échangeur E2 dans lequel il est pré refroidi à une température donnée, au contact d'un agent de refroidissement provenant d'un cycle de réfrigération
R1. Le gaz naturel se présente en sortie de l'échangeur E2, en phase dense, au point G2 (Fig.3B). II est ensuite transmis de l'échangeur E2 vers la turbine T4 dans laquelle il est détendu par le conduit 15. Après passage dans la turbine T4, il se trouve au moins en partie en phase liquide au point G3. La transformation de la phase dense à la phase liquide s'effectue par détente avec fourniture d'énergie mécanique et sans transition de phase.
La phase liquide obtenue au point G3 après détente est, par exemple, une phase liquide saturée. Lorsque l'on poursuit l'opération de détente à partir de cette phase liquide saturée, il apparaît une fraction gazeuse ou vapeur qui, après échange thermique peut etre recyclée, ou encore utilisée par ailleurs. Elle est, par exemple, employée comme combustible sur le site de l'installation de liquéfaction.
Le processus est illustré dans un diagramme de coordonnées pression (P) et température (T) représenté sur la figure 3B. Dans ce diagramme, à l'intérieur du domaine diphasique coexistent une phase liquide et une phase gazeuse. A l'extérieur de ce domaine diphasique, on définit trois domaines. Le domaine de la phase gazeuse est délimité par la branche vapeur v (courbe de rosée) du domaine diphasique et risentrope s passant par le point critique C. Le domaine de la phase dense est délimité d'une part par l'isentrope s et d'autre part par l'isobare p passant par le point critique C. Le domaine de la phase liquide est délimité d'une part par l'isobare p et par la branche liquide I (courbe de bulle) du domaine diphasique.
L'évolution suivie par le gaz naturel au cours du processus selon l'invention se déroule de la manière suivante
Le gaz naturel à liquéfier se trouve initialement dans un état en phase gazeuse représenté par un point G1 à une température TG1 et à une pression PG1. II est ensuite refroidi de manière sensiblement isobare de manière à l'amener dans un état en phase dense représenté par le point
G2, à une pression et une température respectivement PG2 et TG2. Le passage de G1 à G2 s'effectue, par exemple, de manière continue, sans transition de phase, en passant par le point F1 de l'isentrope p délimitant le domaine de phase gazeuse du domaine de phase dense. Le gaz naturel en phase dense, point G2, est alors détendu de manière sensiblement isentropique pour le faire passer dans un état en phase liquide, et de préférence dans un état en phase liquide saturé représenté par un point
G3 se trouvant, par exemple, sur la branche liquide I du domaine diphasique, correspondant à des valeurs de température et de pression
TG3 et PG3. La valeur de la pression PG3 est, de préférence, sensiblement égale à celle de la pression atmosphérique. Le passage de l'état représenté par le point G2 à l'état représenté par le point G3 s'effectue en passant par le point F2 de l'isobare p délimitant le domaine de phase dense du domaine de phase liquide, de manière continue sans transition de phase, c'est-à-dire sans cDexistence entre deux phases différentes.
Comme celà a été i-dqué précédemment, la détente peut être poursuivie dans le domaine diphasique en générant une fraction vapeur ou gazeuse.
Dans une version préférée du procédé selon l'invention, la température à l'issue de l'étape de réfrigération précédent l'étape de détente est comprise entre 165 et 230K.
II a été découvert que pour opérer dans de telles conditions tout en maintenant la pression au cours de l'étape a) de préférence entre 7 et 20
MPa, il est nécessaire d'admettre une valeur de la fraction gazeuse à l'issue de l'étape de détente supérieure à une valeur minimale, par exemple 20 %.
La description ci-après du procédé selon l'invention en relation avec la figure 3C illustre l'application du procédé à la liquéfaction d'un gaz naturel.
Le gaz naturel arrive par une conduite 7 vers un échangeur E2 sous une pression supérieure au moins à la valeur de pression critique du méthane, dans lequel il est refroidi à une température, par exemple comprise entre 165 K et 230 K. Cette étape de pré réfrigération du gaz est assurée, par exemple, par une fraction du gaz naturel prélevé avant son entrée dans un échangeur E2 par une conduite 8 qui transfère cette fraction prélevée à une turbine de détente T2. La fraction prélevée est refroidie au cours de la détente, effectuée et opérée en phase gazeuse dans la turbine T2, elle est ensuite envoyée dans l'échangeur E2 par un conduit 9. La fraction gazeuse prélevée et refroidie joue ainsi le rôle d'agent de refroidissement et permet d'abaisser la température du gaz naturel pénétrant dans l'échangeur E2. Tout réfrigérant externe présentant des caractéristiques permettant de refroidir un gaz peut remplacer la fraction du gaz naturel prélevée et refroidie.
Le gaz naturel sort ainsi de l'échangeur E2 refroidi en phase "dense" par un conduit 10. Une fraction de cette phase "dense" est envoyée directement par un conduit 11, par exemple, à une turbine de détente T3. A la sortie de la turbine T3, on obtient, par exemple, un mélange composé majoritairement de phase liquide. Le mélange est évacué par un conduit 12, à une pression voisine de la pression atmosphérique, de la turbine T3 vers ur nation séparateur B1 dans lequel les fractions liquide et gazeuse sont séparées La fraction gazeuse prélevée du ballon B1 est envoyée par un contact 13 dans un échangeur E3.
La fraction de gaz naturel refroidi en phase "dense" provenant de l'échangeur E2 qui n'a pas été envoyée à la turbine T3 passe par un conduit 14 dans un échangeur E3 dans laquelle elle est réfrigérée par échange thermique avec la fraction gazeuse arrivant par le conduit 13. Le gaz naturel ainsi réfrigéré sort de l'échangeur E3 à une température plus basse que la température qu'il possède à l'entrée de cet échangeur par exemple à une température voisine de la température de la fraction gazeuse arrivant par le conduit 13. Elle est ensuite envoyée par un conduit 15 à une turbine T4 dans laquelle elle est détendue. A la sortie de la turbine T4, on obtient le mélange majoritaire en phase liquide qui est envoyé par un conduit 16 au ballon séparateur B1. Les deux fractions de phase liquide recueillies dans le ballon B1 forment le gaz naturel liquéfié évacué par un conduit 17.
En détendant une telle phase dense, c'est-à-dire une phase obtenue après la mise en oeuvre de la première étape selon l'invention, dans une ou plusieurs turbine(s), la réfrigération est poursuivie et on obtient, par exemple, directement à la sortie du dernier étage de détente un mélange contenant une phase liquide majoritaire à une pression voisine de la pression atmosphérique et à une température voisine de la température d'ébullition du méthane (111,66K).
La fraction gazeuse provenant du ballon séparateur B1, après séparation ainsi qu'il a été mentionné ciVessus, passe dans réchangeur
E3 par un conduit 13 et est envoyée à l'échangeur E2 par un conduit 18 d'où elle ressort à une température voisine de la température d'entrée du gaz naturel à liquéfier. Elle est alors envoyée à un étage de compression
K3 par un conduit 19. A la sortie de l'étage de compression K3, la fraction gazeuse est refroidie par échange thermique avec le milieu ambiant, eau ou air, disponible dans un échangeur C3, puis elle est mélangée avec une fraction gazeuse provenant de la détente à travers la turbine T2 de la partie gazeuse initialement prélevée avant l'échangeur E2, ladite fraction gazeuse venant de l'échangeur E2 par un conduit 20 relié et débouchant dans le conduit 19, par exemple entre l'échangeur C3 et un étage de compression K4. Le mélange gazeux ainsi obtenu est comprimé dans l'étage de compression K4 puis refroidi par échange thermique avec le milieu ambiant, eau ou air disponible. Le mélange gazeux ainsi comprimé et refroidi est recyclé par le conduit 21 et mélangé avec le gaz naturel à liquéfier arrivant par le conduit 7.
Chacun des étages de compression K3 et K4 peut être avantageusement remplacé par une succession d'étages de compression, le mélange gazeux sortant d'un étage de compression étant refroidi par échange thermique avec le milieu ambiant, eau ou air, disponible, avant d'être envoyé à l'étage suivant de manière à rapprocher la compression opérée d'une compression isotherme effectuée à une température voisine de la température du milieu ambiant, eau ou air, disponible.
Le procédé selon l'invention met au moins en oeuvre les deux étapes suivantes 1) au cours d'une première étape a) le gaz naturel est refroidi à une
pression au moins supérieure à la pression critique du méthane et à
une température telle que le gaz naturel se présente en phase dense à
la fin de cette étape de refroidissement, 2) on détend et on liquéfie au moins en partie une fraction de la phase
dense provenant de l'étape a) à travers un dispositif adapté à diminuer
la pression du gaz naturel, tel qu'une turbine, selon une détente avec
fourniture d'énergie mécanique, le passage de l'état en phase dense à
un état en phase liquide s'effectuant sans transition de phase.
Lorsque l'opération de détente se poursuit jusqu'à rapparition d'une fraction gazeuse, le procédé inclut par exemple, les étapes suivantes: 3) on sépare la fraction gazeuse et la fraction liquide résultant de l'étape
b) au cours d'une étape c), 4) la fraction gazeuse résultant de l'étape c) est échangée thermiquement
avec une fraction non détendue du gaz naturel au cours d'une étape
d), ladite fraction non détendue, est détendue à l'issue de cette
opération d'échange thermique au cours d'une étape e) en formant un
mélange liquide-vapeur qui est séparé en une fraction liquide et une
fraction gazeuse, 5) les fractions liquides provenant des étapes c) et e) sont réunies au
cours d'une étape f) pour former le gaz naturel liquéfié, et 6) les fractions gazeuses provenant des étapes d) et e) sont au moins en
partie recomprimées et recyclées à l'étape a).
Lorsque le gaz naturel contient des hydrocarbures plus lourds que le méthane, la pression critique du mélange formant le gaz naturel est supérieure à la pression critique du méthane. Dans ce cas, la pression à laquelle est effectuée l'étape a) est de préférence supérieure à la pression critique dudit mélange.
La pression à laquelle est effectuée l'étape a) est également, de préférence, supérieure au cricondenbar défini pour un mélange comme étant la pression au-dessus de laquelle deux phases ne peuvent coexister.
Dans le cas illustré par la figure 3C, la fraction de gaz naturel en phase "dense" qui n'est pas détendue dans la turbine T3 est refroidie dans l'échangeur E3 jusqu'à une température proche de la température finale du gaz naturel liquéfié produit.
La fraction de gaz naturel détendue dans la turbine de détente T3 représente une fraction majoritaire du gaz naturel présent à l'entrée, cette fraction étant de préférence supérieure aux deux tiers du gaz naturel présent à l'entrée de l'échangeur E3 et arrivant par le conduit 10.
Le travail de détente utilisé pour détendre le gaz naturel est, par exemple, récupéré dans les turbines T3 et T4 et utilisé, par exemple, pour entraîner les étages de compression K3 et K4 et/ou, dans le cas du schéma des figures 5 et 6, les étages de compression K5 et K6. Le complément d'énergie mécanique éventuellement nécessaire est fourni, par exemple, par une turbine à vapeur ou, de préférence, par une turbine à gaz.
II peut être avantageux de placer sur un même arbre deux ou plusieurs étages de compression ainsi que deux ou plusieurs turbines.
En augmentant le niveau de pression auquel est réalisée l'étape a), il est possible de réduire le complément d'énergie mécanique nécessaire pour liquéfier le gaz naturel.
Le procédé selon l'invention est d'autant plus avantageux que la pression à laquelle on effectue l'étape a) est élevée. La pression utilisée doit être au moins égale à la pression critique du méthane (4,6 MPa) et, de préférence, supérieure au cricondenbar du mélange qui constitue le gaz naturel à liquéfier. Elle se situe, avantageusement dans un intervalle compris par exemple entre 7 et 20 MPa.
En abaissant la température à l'issue de l'étape a), on réduit la quantité de phase gazeuse recyclée à l'issue de la détente opérée au cours de l'étape c). Comme cela a été indiqué précédemment, la température est, de préférence, comprise entre 165 K et 230K.
Lorsque le gaz naturel contient des hydrocarbures plus lourds que le méthane, ces hydrocarbures sont, par exemple, au moins en partie séparés du gaz naturel avant l'opération de liquéfaction, notamment pour éviter tout risque de cristallisation au cours de la liquéfaction.
Dans le cas où la pression est supérieure au cricondenbar, les hydrocarbures plus lourds que le méthane ne peuvent pas être condensés par réfrigération. II a été découvert que, dans ce cas, ils sont avantageusement séparés par une étape d'adsorption sur un adsorbant constitué par exemple par une alumine, une zéolithe ou un charbon actif.
L'adsorbant est mis en oeuvre, par exemple, dans au moins deux lits fixes opérant en parallèle. Un lit opère, par exemple, en adsorption pendant qu'un autre lit opère en désorption. La désorption est réalisée, par exemple, par diminution de la pression et/ou augmentation de la température. Les hydrocarbures plus lourds que le méthane qui doivent être séparés, se fixent sur l'adsorbant au cours de l'étape d'adsorption, puis ils sont séparés au cours de l'étape de désorption.
Une autre manière de procéder lorsque le gaz naturel comporte des hydrocarbures lourds, consiste, au cours de l'étape a) à refroidir le gaz naturel à une température telle qu'à l'issue d'une détente sensiblement isentropique ayant amené le gaz à une pression inférieure au cricondenbar du mélange, il se forme une phase liquide par condensation rétrograde. Le mélange détendu est ensuite refroidi à une pression sensiblement constante. La phase liquide comprenant les hydrocarbures plus lourds que le méthane, à séparer, est alors prélevée à l'issue de l'opération de détente et/ou au cours du refroidissement ultérieur du mélange opéré à une pression sensiblement constante.
Lorsque le gaz naturel comporte des hydrocarbures plus lourds que le méthane, il est également possible de séparer ces hydrocarbures au cours d'une étape préalable effectuée à une pression inférieure à la pression à laquelle on réalise l'étape a). Dans ce cas, si la pression au cours de ladite étape préalable est inférieure au cricondenbar, les hydrocarbures plus lourds que le méthane peuvent être séparés par différents moyens connus tels que des moyens de condensation, distillation et/ou adsorption dans un solvant, par exemple, à une température inférieure à la température ambiante.
A l'issue de cette étape préalable, le gaz peut être comprimé, au moyen d'une étape de compression réalisée dans des conditions aussi proches que possible que celles d'une compression isotherme au moyen d'étages de compression alternant avec des étages de refroidissement, le refroidissement étant opéré à laide d'un fluide de refroidissement, eau ou air disponible, par exemple sur le site de liquéfaction.
De manière générale, une telle étape de compression préalable est prévue lorsque la pression du gaz à liquéfier est insuffisante pour effectuer l'étape a) dans des conditions satisfaisantes.
En particulier, une telle étape de compression peut devenir nécessaire lorsque la pression du gaz en tête du puits devient trop faible, par exemple, à l'issue d'une période d'exploitation du gisement de gaz naturel.
Dans le cas où le gaz naturel à liquéfier contient de l'azote, et lorsque cela s'avère nécessaire, il est possible de séparer au moins en partie cet azote.
On procède par exemple de la façon suivante:
II a été découvert qu'il est possible d'obtenir à l'issue de la détente opérée au cours de l'étape b) une phase gazeuse concentrée en azote et, de séparer ainsi au moins une fraction de l'azote contenue dans le gaz naturel à liquéfier sans avoir à liquéfier cette fraction d'azote, en mélange avec le gaz naturel. En effet, liquéfier le gaz naturel en présence de cette fraction d'azote est doublement pénalisant puisque la présence de cette fraction d'azote rend l'opération de liquéfaction plus difficile et qu'ensuite, cette fraction d'azote doit être séparé de la phase liquide obtenue, par exemple par un processus de distillation.
Le procédé dans ce cas est réalisé, par exemple selon le schéma de principe représenté sur la figure 4.
Le gaz naturel est envoyé dans l'échangeur E2 par le conduit 7. A l'issue de l'étape de refroidissement dans l'échangeur E2, le gaz naturel sort sous une forme de phase "dense". La fraction de cette phase "dense" peut être détendue directement, par au moins deux étapes de détente successives décrites ci-après.
Une première fraction de la phase dense est envoyée par le conduit 11 de la sortie de l'échangeur E2 vers une turbine T31 dans laquelle elle est détendue. A l'issue de cette première étape de détente, le mélange obtenu par détente est évacué par un conduit 30 de la turbine T31 vers un ballon séparateur B2 dans lequel les fractions liquide et gazeuse du mélange sont séparées. La fraction gazeuse est, par exemple, envoyée ou recyclée par un conduit 31 dans l'échangeur E3.
La fraction liquide séparée dans le ballon séparateur B2 est appauvrie en azote, puis évacuée par un conduit 32 vers une turbine T32 ou elle est détendue et d'où elle ressort sous la forme d'un mélange liquide-vapeur. A la sortie de la turbine T32, ce mélange liquide-vapeur obtenu est envoyé à la base ou partie inférieure d'un contacteur S1 par une conduite 35.
La fraction de gaz naturel refroidi en phase dense provenant de l'échangeur E2 et non dérivée vers la turbine T31 est envoyée par un conduit 14 vers l'échangeur E3. Elle est réfrigérée dans cet échangeur par échange thermique avec la fraction gazeuse provenant du conduit 31. En sortie d'échangeur E3, la fraction en phase dense est à une température inférieure à sa température initiale d'entrée dans l'échangeur E3, sensiblement voisine de la température de la fraction gazeuse arrivant par le conduit 31. Cette fraction en phase dense issue de l'échangeur E3 est envoyée par un conduit 15, dans une turbine T4, dans laquelle elle est détendue. Le mélange liquide-vapeur, composé en majorité de phase liquide obtenu après détente à la sortie de la turbine T4 est envoyé en tête du contacteur S1, partie supérieure du contacteur, par un conduit 36. La phase liquide sortant de la turbine T4 est relativement concentrée en azote. Dans le contacteur S1, elle est contactée à contre-courant avec la fraction gazeuse arrivant à la base du contacteur S1 par le conduit 35 dont la composition est proche de l'équilibre avec une phase liquide relativement pauvre en azote. Dans le contacteur S1, la phase liquide qui descend s'appauvrit en azote et la phase gazeuse qui monte s'enrichit en azote. II est ainsi possible d'obtenir, à la base du contacteur S1, une fraction liquide relativement pauvre en azote et en tête du contacteur S1 une fraction gazeuse relativement riche en azote. La fraction liquide recueillie à la base du contacteur S1 forme le gaz naturel liquéfié évacué par un conduit 38. La fraction gazeuse recueillie en tête du contacteur S1 forme la fraction gazeuse concentrée en azote qui est séparée du gaz naturel.
Cette fraction gazeuse concentrée en azote est évacuée par un conduit 34 et envoyée à un échangeur E4 d'où elle ressort par un conduit 37. Dans l'échangeur E4, ia fraction gazeuse concentrée en azote est réchauffée par échange thermique avec une fraction du gaz naturel dérivée du gaz naturel introduit arrivant par un conduit 33 reliant directement le conduit d'introduction 7 du gaz naturel à l'échangeur E4.
Cette fraction du gaz naturel cérivée directement du conduit d'introduction 7 est refroidie dans 'échangeur E4, puis détendue à travers une vanne de détente V3 située sur le conduit 36 reliant l'échangeur E4 au contacteur S1. La fraction de gaz nature dérivée et détendue est ensuite mélangée avec le mélange liquide-vape;r provenant de la turbine T4, et envoyée au contacteur S1, le mélange des deux fractions liquide vapeur s'effectuant au niveau du conduit 36.
II est également possible d'envoyer la fraction gazeuse sortant en tête du contacteur S1 aux échangeurs de chaleur E3 et E2, qui doivent dans ce cas, comporter des moyens d'échange complémentaires.
Le contacteur S1 est formé par exemple d'un élément de colonne à garnissage ou de colonne à plateaux. Le nombre d'étages théoriques du contacteur S1 est par exemple de 3 ou de 4.
Un exemple de fonctionnement du procédé selon l'invention est présenté par la suite.
Pour un gaz naturel à liquéfier disponible à une valeur de température de 308 K, ayant une valeur de pression de 150 bars et contenant 7,7 % masse d'azote
Une première fraction fl de ce gaz naturel est refroidie par les échangeurs E2 et E3 jusqu'à une température de 122 K. Le gaz naturel se trouve ainsi en sortie de l'échangeur E3 dans un état en phase "dense1. II est ensuite liquéfié au moins partiellement par une détente dans la turbine
T4, par exemple, à pression atmosphérique puis est introduit par le conduit 16 en tête du contacteur S1.
Une deuxième fraction f2 prélevée en amont de l'échangeur E2 est refroidie jusqu'à 185 K par une détente sensiblement isentropique dans la turbine T2 jusqu'au voisinage de sa pression de rosée. Cette fraction refroidie et détendue est ensuite introduite par le conduit 9 dans l'échangeur E2 où elle se réchauffe à contre courant avec la première fraction fl. A l'issue de cet échange, la fraction f2 passe dans un train de compresseurs réfrigérés par le milieu ambiant K4, C4, dans laquelle elle est comprimée et refroidie, puis est mélangée au gaz naturel à liquéfier introduit par le conduit 7.
En sortie de l'échangeur E2, une troisième fraction f3 est prélevée et refroidie, par exemple, jusqu'à 117 K par une détente sensiblement isentropique dans une turbine T31. La fraction gazeuse est séparée du mélange gaz iiqu'de obtenue par détente de la fraction f3 dans le ballon
B2, et introduite par le conduit 31 dans l'échangeur E3, puis par le conduit 18 dans l'échangeur E2 où elle se réchauffe à contre courant avec la première fraction fl. A l'issue de ce réchauffement, la fraction f3 passe dans un train de compresseurs K3, C3, réfrigérés, par exemple, par le milieu ambiant puis est mélangée à la deuxième fraction f2 en amont du train de compresseurs K4, C4 réfrigérés eux aussi, par exemple, par le milieu ambiant.
La fraction liquide provenant du ballon B2 est détendue par passage dans la turbine T32 à pression atmosphérique et introduite dans la partie inférieure, par exemple, au fond du contacteur S1. Au contact du liquide situé dans la partie supérieure du contacteur, riche en azote (6,7 % masse), la fraction vapeur ou fraction gazeuse s'enrichit en azote. A la sorite du contacteur S1, la fraction vapeur contient 66 % en masse d'azote et le gaz naturel liquéfié 1,3 % en masse d'azote. Cette fraction vapeur est réchauffée jusqu'à la température ambiante par une fraction f4 du gaz naturel à traiter, est introduite en tête du contacteur avant d'être rejetée..
Les fractions fl, f2, f3 et t4 sont choisies de telle sorte que les approches thermiques aux échangeurs soient minimales.
Les pertes en méthane dans le gaz purgé sont de 3,5 %.
La détente effectuée au cours de l'étape b) s'accompagne d'une variation importante de température qui est, par exemple, supérieure à 50"C. Dans le cas où la détente est réalisée dans deux ou plusieurs turbines successives, il en résulte un écart relativement important entre les températures d'entrée et de sortie pour chaque turbine. En outre, la détente est opérée en phase "dense" ou liquide. Les échanges thermiques entre le fluide en cours de détente et les éléments de la turbine peuvent, dans ces conditions, réduire l'efficacité de la détente.
II a été découvert qu'il est avantageux de réaliser la détente dans une turbine dont les éléments sont réalisés en matériaux peu conducteurs de la chaleur. Ils sont ainsi isolés thermiquement du gaz naturel.
Ces éléments peuvent être des composants métalliques revêtus d'une couche thermiquement isolante. Ces éléments, et notamment le rotor, peuvent également être réalisés en un matériau composite faiblement conducteur de la chaleur.
Les échanges de chaleur réalisés au cours des étapes a) et d) sont effectués dans des échangeurs de chaleur opérant à contre-courant. Ces échangeurs de chaleur sont, par exemple, des échangeurs à passes multiples et sont, de préférence, constitués par des échangeurs à plaques.
Ces échangeurs à plaques peuvent être, par exemple, des échangeurs en aluminium brasé. II est également possible d'utiliser des échangeurs en acier inoxydable dont les plaques sont soudées entre elles.
Les canaux dans lesquels circulent les fluides participant à l'échange de chaleur peuvent être obtenus par différents moyens en disposant entre les plaques des plaques intercalaires ondulées, en formant les plaques, par exemple par explosion, en rainurant les plaques, par exemple par gravure chimique.
II est également possible d'utiliser des échangeurs bobinés.
L'échange de chaleur effectué au cours de l'étape e) est alors effectué avec un écart de température du côté le plus froid de l'échangeur de préférence inférieur à 5K et un écart de température du côté le plus chaud de l'échangeur de préférence inférieur à 10K.
II est également possible, dans le cadre de l'invention, d'effectuer l'étape a) de réfrigération au moyen d'un cycle extérieur opérant avec un mélange de réfrigérants. Le principe de fonctionnement du procédé dans ce cas est illustré, par exemple sur la figure 5.
La première étape de réfrigération du gaz naturel est alors réalisée dans l'échangeur E2, tel qu'un échangeur à plaques, non par un échange thermique avec une fraction gazeuse réfrigérée par détente comme il est décrit précédemment, mais avec un mélange de réfrigérants qui se vaporise dans l'échangeur E2.
Le mélange de réfrigérants provient du cycle A comportant, par exemple, un ensemble de conduites, de compresseurs, d'échangeurs et de vannes tel que décrit ci-après.
Le mélange de réfrigérants est vaporisé à deux niveaux de pression qui peuvent être successifs pour élargir l'intervalle de température pour lequel s'effectue la réfrigération.
Ce mélange est, par exemple, introduit dans l'échangeur E2 par un conduit 27 qui se sépare en deux conduits 27a et 27b. Une première partie du mélange de réfrigérants en phase liquide est d'abord évacué par un conduit 23 prolongeant le conduit 27a de l'échangeur E2 vers une première vanne V20 de détente, dans laquelle il est vaporisé, par exemple, à une température comprise entre 238 et 303K, repasse par l'échangeur
E2 et ressort sous forme gazeuse ou vapeur pour être envoyé à un compresseur K6 par un conduit 24.
Une seconde partie du mélange passe par le sous conduit 27b, puis est évacué de l'échangeur E2 vers une vanne V30 située sur un conduit 25 prolongeant le sous conduit 27b. Le mélange est détendu par la vanne
V30 jusqu'à une pression proche de la pression atmosphérique et vaporisé, par exemple, à une température comprise entre 173 et 238K. La phase vapeur ainsi obtenue est envoyée de l'échangeur E2 vers l'entrée d'un compresseur K5, puis refroidit dans un échangeur C5 situé après le compresseur K5 et mélangée avec la fraction vapeur arrivant par le conduit 24. Le mélange en phase vapeur ainsi obtenu est ensuite comprimé dans le compresseur K6, refroidi et condensé par passage dans un échangeur
C6 avant d'être envoyé par le conduit 27 dans l'échangeur E2, où il est sous-refroidi avant d'être détendu et vaporisé.
Le gaz naturel arrive par le conduit 7 et sort refroidi de l'échangeur E2 par un conduit 11, il possède en sortie d'échangeur E2 une température voisine, par exemple, de 178K sous forme de mélange. La majeure partie de ce mélange passe à travers une turbine T3 dans laquelle il est détendu et d'où il ressort sous forme d'un mélange liquide-vapeur qui est ensuite envoyé par un conduit 12 à la base d'un contacteur S1.
L'autre partie du gaz naturel ayant traversé la turbine T3 passe directement de l'échangeur E2 vers un échangeur à plaques E3 par un conduit 14 dans lequel elle est refroidie par exemple par échange avec la fraction en phase vapeur provenant du contacteur S1 par un conduit 13, jusqu'à une température proche de la température finale du gaz naturel liquéfié produit.
La fraction gazeuse refroidie dans l'échangeur E3 sort de cet échangeur par un conduit 15 et détendue à travers une vanne de détente
V4. La fraction liquide obtenue par détente est envoyée en tête du contacteur S1.
A l'intérieur du contacteur S1, cette phase liquide s'appauvrit en azote, alors que la fraction en phase vapeur introduite en bas du contacteur S1 remonte dans le contacteur, s'enrichit en azote. La fraction en phase vapeur qui sort du contacteur S1 est ainsi chargée en azote, ce qui permet d'évacuer ainsi la majeure partie de l'azote contenue initialement dans le gaz naturel.
La fraction gazeuse riche en azote passe dans l'échangeur E3, puis par l'intermédiaire du conduit 18 dans l'échangeur E2 d'où elle ressort par un conduit 19.
Le gaz naturel liquéfié résultant de la fraction liquide appauvrie en azote est extrait dans la partie inférieure du contacteur S1.
Le contacteur S1 peut être constitué par exemple par une colonne à plateaux ou une colonne à garnissage. Dans le cas d'une colonne à garnissage, le garnissage peut être avantageusement de type "stmcturé".
Différentes modifications du schéma présenté sur la figure 5 à titre d'exemple de réalisation peuvent être considérées en restant dans le cadre de l'invention.
II est notamment possible au cours de l'étape de réfrigération réalisée dans l'échangeur E2 de modifier le nombre de niveaux de pression auxquels le mélange en phase liquide est détendu. Dans le schéma représenté sur la figure 5, ce nombre est de deux, mais il peut être réduit à un ou au contraire être fixé à trois ou plus. En augmentant le nombre de niveaux de pression de détente, on réduit, par exemple, la puissance de compression nécessaire, mais on augmente la complexité de l'installation.
Le choix du nombre de niveaux de pression de détente résulte par conséquent d'une optimisation technicoéconomique.
Les vannes de détente V20, V30 et V4 peuvent être remplacées en totalité ou en partie par des turbines de détente motrices.
Les échangeurs E2 et E3 peuvent être réalisés avec des matériaux et/ou des modes d'assemblages différents. II est également possible de réaliser l'ensemble des échanges thermiques dans un échangeur à plaque unique.
Les compresseurs K5 et K6 peuvent comporter chacun une série d'étages. Entre deux étages successifs, il est possible de prévoir une étape de refroidissement intermédiaire.
La fraction gazeuse à basse pression évacuée par le conduit 19 peut être au moins en partie recomprimée et recyclée. Il est clair toutefois que si la fraction gazeuse ainsi obtenue peut être utilisée à basse pression, sans être recyclée, il est possible de réduire sensiblement les coûts d'investissement et les frais opératoires nécessaires.
Lorsque le gaz naturel contient de l'azote, il est avantageux de recycler une fraction gazeuse relativement pauvre en azote et d'évacuer une fraction gazeuse relativement riche en azote. On peut dans ce cas opérer, par exemple, selon le schéma représenté sur la figure 6.
Dans la disposition schématisée sur la figure 6, le gaz naturel sortant de l'échangeur E2 par le conduit 11 subit une première détente dans la turbine T3i. A la sortie de la turbine T31. une fraction liquide est recueillie par un ballon B3 puis évacuée par le conduit 42 situé de préférence dans la partie inférieure de ce ballon vers une turbine T32 où il subit une deuxième détente. On recueille également dans la partie supérieure du ballon une fraction gazeuse relativement riche en azote envoyée par un conduit 40 dans une turbine T4 où elle est détendue avant d'être envoyée dans le contacteur S1, de préférence dans sa partie inférieure. A la sortie de la turbine T32, le mélange détendu obtenu est évacué par un conduit 43 et séparé dans un ballon B4 en une fraction liquide appauvrie en azote qui est évacuée par un conduit 45 situé dans la partie inférieure du ballon
B, de préférence, et qui constitue une partie du gaz naturel liquéfié produit et une fraction gazeuse prélevée en partie supérieure du ballon relativement pauvre en azote envoyée par un conduit 44 à l'échangeur E3, puis par le conduit 18 à l'échangeur E2 d'où elle ressort par le conduit 19.
Le conduit 19 est relié à un compresseur K3 qui recomprime, par exemple, ladite fraction gazeuse relativement pauvre en azote avant son passage dans un échangeur C3 où elle est refroidie avec le fluide de refroidissement, qui peut être de l'eau ou de l'air. Le compresseur K3 comporte, de préférence, plusieurs étages de compression entre lesquels sont placés par exemple des étages de refroidissement.
Le gaz naturel sous pression sortant de l'échangeur E3 par le conduit 15 est, par exemple, détendu dans une vanne de détente V11 avant d'être envoyé en tête du contacteur S1.
La fraction gazeuse enrichie en azote par son passage ascendant au contact de la phase liquide dans le contacteur S1, sort du contacteur par un conduit 46, est envoyée dans un échangeur E4 d'où elle peut être partiellement recyclée par le conduit 51. La fraction non recyclée est évacuée par le conduit 49. Par le conduit 47 arrive dans l'échangeur E4 une fraction du gaz naturel sous pression qui est refroidie dans l'échangeur E4 et ressort par le conduit 48 à une température proche de la température finale du GNL produit. Ladite fraction est alors détendue à travers la vanne V10 et envoyée en tête du contacteur S1.
A la base du contacteur S1, on recueille une fraction liquide qui est mélangée avec la fraction liquide arrivant par le conduit 45 pcfir former le gaz naturel liquéfié produit, qui est évacué par le conduit 50.
On peut sans sortir de l'invention utiliser à la place d'une turbine un autre équipement permettant de réaliser une détente avec fourniture d'énergie mécanique.
Bien entendu, diverses modifications et/ou adjonctions peuvent être apportées par l'homme de métier à la méthode et au dispositif dont la description vient d'être donnée à titre nullement limitatif, sans sortir du cadre de l'invention.

Claims (20)

    REVENDICATIONS 1) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel, caractérisé en ce qu'il comporte au moins une étape selon laquelle on liquéfie au moins en partie ledit gaz naturel par détente avec fourniture d'énergie mécanique, ladite détente le faisant passer d'un état en phase dense vers un état en phase liquide.
  1. 2) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte au moins les deux étapes suivantes: a)- on refroidit le gaz naturel à une pression au moins supérieure ou
    égale à la pression critique du méthane et à une température telle
    que ledit gaz naturel se présente en phase dense à la fin de ce
    refroidissement, b)- on détend et on liquéfie au moins en partie une fraction de ladite
    phase dense provenant de l'étape a), à travers un dispositif adapté à
    diminuer la pression du gaz naturel selon une détente avec fourniture
    d'énergie mécanique, le passage de l'état en phase dense vers un
    état en phase liquide s'effectuant sans transition de phase.
  2. 3) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 2, caractérisé en ce que, la détente sur la phase liquide obtenue au cours de l'étape b) étant poursuivie jusqu'à l'apparition d'une fraction gazeuse, ron procède aux étapes suivantes - on sépare la fraction liquide et la fraction gazeuse au cours d'une
    étape c), - la fraction gazeuse résultant de l'étape c) est échangée thermiquement
    avec une fraction non détendue du gaz naturel au cours d'une étape d),
    ladite fraction non déterdue étant détendue à l'issue de cette opération
    d'échange therrr;que a cours d'une étape e) en formant un mélange
    liquide-vapeur qui est séparé en une fraction liquide et une fraction gazeuse - on réunit les fractions liquides provenant des étapes c) et e) pour former
    le gaz naturel liquéfié, et - on recomprime et on recycle au moins en partie les fractions gazeuses
    provenant des étapes c) et e) à l'étape a).
  3. 4) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 3, caractérisé en ce que l'on utilise une turbine comme dispositif pour détendre le gaz naturel de l'état en phase dense vers l'état en phase liquide 5) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 4, caractérisé en ce qu'au cours de l'étape a), on refroidit le gaz naturel par échange thermique en utilisant une fraction gazeuse provenant dudit gaz naturel, ladite fraction gazeuse étant détendue dans une turbine, ladite fraction gazeuse détendue étant au moins en partie recomprimée dans un étage de compression et recyclée.
  4. 6) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 5, caractérisé en ce qu'on comprime au moins une fraction gazeuse recyclée en mettant en oeuvre au moins deux étages, le gaz étant refroidi à la sortie de chacun des étages de compression par un milieu ambiant de réfrigération disponible.
  5. 7) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 6, caractérisé en ce qu'au cours de l'étape a), on refroidit le gaz naturel par vaporisation d'un mélange de réfrigérants, le mélange ainsi obtenu en phase vapeur étant ensuite comprimé, condensé par un échange thermique avec le milieu ambiant de réfrigération disponible, détendu et recyclé.
  6. 8) Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que le mélange de réfrigérants est détendu et vaporisé à au moins deux niveaux différents de pression.
    9j Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 8, caractérisé en ce que le gaz naturel comportant des hydrocarbures lourds, on sépare les hydrocarbures les plus lourds contenus dans le gaz naturel à liquéfier au moyen d'une étape d'adsorption préalablement à l'étape a).
  7. 10) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 9, caractérisé en ce que l'on réalise l'étape a) à une pression supérieure à la pression critique du mélange formant le gaz naturel.
  8. 11) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 10, caractérisé en ce que l'on réalise étape a) à une pression supérieure au cricondenbar du gaz à liquéfier.
  9. 12) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon les revendications 10 et 11, caractérisé en ce que l'on réalise l'étape a) à une pression comprise entre 7 et 20 MPa.
  10. 13) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10, caractérisé en ce que la température du gaz naturel à l'issue de l'étape a) est comprise entre 165K et 230 K.
  11. 14) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 3, caractérisé en ce que la fraction gazeuse obtenue à l'issue de l'étape b) est supérieure ou égale à 20 %.
  12. 15) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10, caractérisé en ce que le gaz naturel comportant des hydrocarbures plus lourds que le méthane, on sépare ces hydrocarbures au moins en partie au cours d'une étape préliminaire opérée à une pression inférieure à la pression de l'étape a).
  13. 16) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 à 15, caractérisé en ce que l'on refroidit le gaz naturel au cours de l'étape a) jusqu'à une température telle qu'après détente une fraction liquide concentrée en hydrocarbures plus lourds que le méthane est produite, ladite fraction liquide étant alors séparée.
    17) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13, caractérisé en ce que l'étape b) est réalisée par détente dans une turbine dont les éléments sont peu conducteurs de la chaleur.
  14. 18) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 17, caractérisé en ce que le rotor de la turbine est réalisé en matériau composite peu conducteur de la chaleur.
  15. 19) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que les échanges de chaleur au cours des étapes a) et d) sont réalisés dans des échangeurs opérant à contre-courant.
  16. 20) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que l'on effectue l'échange thermique de l'étape d) en faisant passer le gaz naturel dans un échangeur présentant un écart de température du côté le plus froid de l'échangeur inférieur à 5 K et un écart de température du côté le plus chaud de l'échangeur inférieur à 10 K.
  17. 21) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que l'on réalise la détente au cours de l'étape b) au moyen d'au moins deux turbines successives, le mélange liquide-vapeur provenant de la première détente partielle étant séparé, en une fraction gazeuse et une fraction liquide, ladite fraction gazeuse étant envoyée pour réaliser l'étape d) et ladite fraction liquide résultante étant détendue dans la deuxième turbine, la fraction liquide à l'issue de cette deuxième détente formant une partie du gaz naturel liquéfié produit par le procédé.
  18. 22) Procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon l'une des revendications 2 à 10 et 13 et 17, caractérisé en ce que, au moins une partie de la fraction gazeuse provenant de l'étape b) est mise en contact à contre-courant avec la fraction liquide provenant de l'étape e), la fraction liquide résultante étant réunie avec la fraction liquide provenant de l'étape b) pour former le gaz naturel liquéfié et la fraction gazeuse résultante étant réunie avec la fraction gazeuse provenant de l'étape e) pour former au moins en partie une fraction gazeuse riche en azote qui est évacuée.
  19. 23) Appareil pour la mise en oeuvre du procédé de liquéfaction d'un gaz naturel selon lune des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison au moins un dispositif (E2) permettant de refroidir le gaz naturel à liquéfier et de l'amener sous forme de phase dense, au moins un moyen (R1) de refroidissement, ledit dispositif (E2) étant relié directement à au moins un moyen (T4) capable de détendre ledit gaz naturel se présentant sous forme de phase dense pour le liquéfier.
  20. 24) Appareil de liquéfaction d'un gaz naturel selon la revendication 23, caractérisé en ce que le moyen capable de détendre le gaz naturel sous forme de phase dense est constitué d'au moins une turbine de détente dont au moins un des éléments est réalisé en un matériau peu conducteur de la chaleur.
FR9402024A 1993-12-24 1994-02-21 Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel. Expired - Fee Related FR2714722B1 (fr)

Priority Applications (12)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9402024A FR2714722B1 (fr) 1993-12-30 1994-02-21 Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
ES95905171T ES2126876T3 (es) 1993-12-30 1994-12-26 Procedimiento y aparato de licuefaccion de un gas natural.
PCT/FR1994/001535 WO1995018345A1 (fr) 1993-12-30 1994-12-26 Procede et appareil de liquefaction d'un gaz naturel
KR1019950703632A KR100356093B1 (ko) 1993-12-30 1994-12-26 천연가스의액화방법및장치
AU13883/95A AU684885B2 (en) 1993-12-30 1994-12-26 Method and apparatus for liquefying natural gas
JP51781795A JP3602130B2 (ja) 1993-12-30 1994-12-26 天然ガスの液化方法および装置
CA002156249A CA2156249C (fr) 1993-12-30 1994-12-26 Procede et appareil de liquefaction d'un gaz naturel
EP95905171A EP0687353B1 (fr) 1993-12-30 1994-12-26 Procede et appareil de liquefaction d'un gaz naturel
US08/507,277 US5651269A (en) 1993-12-30 1994-12-26 Method and apparatus for liquefaction of a natural gas
MYPI94003553A MY124427A (en) 1993-12-24 1994-12-29 Method and apparatus for liquefaction of a natural gas
TW84100241A TW268090B (fr) 1993-12-24 1995-01-12
NO953377A NO303850B1 (no) 1993-12-30 1995-08-29 FremgangsmÕte og apparat for flytendegj°ring av naturgass og apparat for utf°relse av fremgangsmÕten

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9315924A FR2714720B3 (fr) 1993-12-30 1993-12-30 Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
FR9402024A FR2714722B1 (fr) 1993-12-30 1994-02-21 Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR2714722A1 true FR2714722A1 (fr) 1995-07-07
FR2714722B1 FR2714722B1 (fr) 1997-11-21

Family

ID=26230869

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR9402024A Expired - Fee Related FR2714722B1 (fr) 1993-12-24 1994-02-21 Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.

Country Status (10)

Country Link
US (1) US5651269A (fr)
EP (1) EP0687353B1 (fr)
JP (1) JP3602130B2 (fr)
KR (1) KR100356093B1 (fr)
AU (1) AU684885B2 (fr)
CA (1) CA2156249C (fr)
ES (1) ES2126876T3 (fr)
FR (1) FR2714722B1 (fr)
NO (1) NO303850B1 (fr)
WO (1) WO1995018345A1 (fr)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015025096A3 (fr) * 2013-08-21 2015-04-16 Cryostar Sas Station de remplissage de gaz liquéfié associée à un dispositif de production de gaz liquéfié

Families Citing this family (64)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2725503B1 (fr) * 1994-10-05 1996-12-27 Inst Francais Du Petrole Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
FR2743140B1 (fr) * 1995-12-28 1998-01-23 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de liquefaction en deux etapes d'un melange gazeux tel qu'un gaz naturel
NO960911A (no) * 1996-03-06 1997-05-05 Linde Ag Anlegg for fremstilling av flytendegjort naturgass
JPH10204455A (ja) * 1997-01-27 1998-08-04 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
TW368596B (en) * 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
DZ2535A1 (fr) * 1997-06-20 2003-01-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel.
FR2764972B1 (fr) * 1997-06-24 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz naturel a deux etages interconnectes
DZ2671A1 (fr) * 1997-12-12 2003-03-22 Shell Int Research Processus de liquéfaction d'un produit alimenté gazeux riche en méthane pour obtenir un gaz natural liquéfié.
FR2772896B1 (fr) * 1997-12-22 2000-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz notamment un gaz naturel ou air comportant une purge a moyenne pression et son application
FR2778232B1 (fr) * 1998-04-29 2000-06-02 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de liquefaction d'un gaz naturel sans separation de phases sur les melanges refrigerants
DE19821242A1 (de) * 1998-05-12 1999-11-18 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
MY115506A (en) 1998-10-23 2003-06-30 Exxon Production Research Co Refrigeration process for liquefaction of natural gas.
MY117068A (en) 1998-10-23 2004-04-30 Exxon Production Research Co Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas
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
US6412302B1 (en) * 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6742358B2 (en) 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
GB0120272D0 (en) * 2001-08-21 2001-10-10 Gasconsult Ltd Improved process for liquefaction of natural gases
KR100441857B1 (ko) * 2002-03-14 2004-07-27 대우조선해양 주식회사 엘앤지 운반선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템 장치
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
TWI314637B (en) * 2003-01-31 2009-09-11 Shell Int Research Process of liquefying a gaseous, methane-rich feed to obtain liquefied natural gas
JP4571934B2 (ja) * 2003-02-25 2010-10-27 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 炭化水素ガス処理
US6889523B2 (en) 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
EP1782008A4 (fr) * 2004-06-18 2018-06-20 Exxonmobil Upstream Research Company Installation de traitement de gaz naturel liquefie a capacite variable
NZ549467A (en) * 2004-07-01 2010-09-30 Ortloff Engineers Ltd Liquefied natural gas processing
EP1792130B1 (fr) * 2004-08-06 2017-04-05 BP Corporation North America Inc. Procédé de liquéfaction de gaz naturel
KR100761974B1 (ko) * 2005-07-19 2007-10-04 신영중공업주식회사 작동유체의 유량조절수단을 이용하여 부하 변동 조절이가능한 천연가스 액화장치
BRPI0614699A2 (pt) * 2005-07-29 2011-04-12 Linde Ag trocador de calor enrolado consistindo em diferentes materiais
US20090217701A1 (en) * 2005-08-09 2009-09-03 Moses Minta Natural Gas Liquefaction Process for Ling
US20090031754A1 (en) * 2006-04-22 2009-02-05 Ebara International Corporation Method and apparatus to improve overall efficiency of lng liquefaction systems
RU2436024C2 (ru) * 2006-05-19 2011-12-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для обработки потока углеводородов
MX2008013462A (es) * 2006-06-02 2008-10-29 Ortloff Engineers Ltd Procesamiento de gas natural licuado.
US8590340B2 (en) * 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
DE102007010032A1 (de) * 2007-03-01 2008-09-04 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus verflüssigtem Erdgas
US8616021B2 (en) * 2007-05-03 2013-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
WO2009029140A1 (fr) * 2007-08-24 2009-03-05 Exxonmobil Upstream Research Company Procédé de liquéfaction de gaz naturel
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20100205979A1 (en) * 2007-11-30 2010-08-19 Gentry Mark C Integrated LNG Re-Gasification Apparatus
US9528759B2 (en) * 2008-05-08 2016-12-27 Conocophillips Company Enhanced nitrogen removal in an LNG facility
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US20100287982A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing
DE102009038458A1 (de) * 2009-08-21 2011-02-24 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus Erdgas
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
KR101666254B1 (ko) 2010-06-03 2016-10-13 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 탄화수소 가스 처리공정
JP5877451B2 (ja) 2010-07-30 2016-03-08 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 多段極低温液圧タービンを用いた装置及び方法
GB2486036B (en) * 2011-06-15 2012-11-07 Anthony Dwight Maunder Process for liquefaction of natural gas
US20140033762A1 (en) 2012-08-03 2014-02-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy Hydrocarbon Removal From A Natural Gas Stream
RU2599582C2 (ru) * 2012-08-03 2016-10-10 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа
WO2014210409A1 (fr) 2013-06-28 2014-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Systèmes et procédés d'utilisation de détendeurs à flux axial
CN105324554B (zh) 2013-06-28 2017-05-24 三菱重工压缩机有限公司 轴流膨胀机
GB2541464A (en) 2015-08-21 2017-02-22 Frederick Skinner Geoffrey Process for producing Liquefied natural gas
EP3371535A4 (fr) * 2015-11-06 2019-10-30 Fluor Technologies Corporation Systèmes et procédés de réfrigération et de liquéfaction de gnl
RU2730090C2 (ru) * 2016-03-21 2020-08-17 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и система сжижения сырьевого потока природного газа
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
FR3075938B1 (fr) * 2017-12-21 2020-01-10 Engie Procede et dispositif de liquefaction d'un gaz naturel
SG11202011552RA (en) 2018-06-07 2020-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
EP3841344A1 (fr) * 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Procédé d'initiation de circuit primaire pour un processus de détendeur haute pression

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3616652A (en) * 1966-09-27 1971-11-02 Conch Int Methane Ltd Process and apparatus for liquefying natural gas containing nitrogen by using cooled expanded and flashed gas therefrom as a coolant therefor
US3735600A (en) * 1970-05-11 1973-05-29 Gulf Research Development Co Apparatus and process for liquefaction of natural gases
US3919852A (en) * 1973-04-17 1975-11-18 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil off gas
EP0266984A2 (fr) * 1986-11-03 1988-05-11 The BOC Group, Inc. Procédé de liquéfaction de gaz
US4778497A (en) * 1987-06-02 1988-10-18 Union Carbide Corporation Process to produce liquid cryogen
EP0367156A2 (fr) * 1988-11-03 1990-05-09 Air Products And Chemicals, Inc. Reliquéfaction de vapeur d'échappement du gaz naturel liquéfié
JPH04214970A (ja) * 1989-04-28 1992-08-05 Iwata Air Compressor Mfg Co Ltd 無給油式往復圧縮機及び膨張機

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2903858A (en) * 1955-10-06 1959-09-15 Constock Liquid Methane Corp Process of liquefying gases
US4012212A (en) * 1975-07-07 1977-03-15 The Lummus Company Process and apparatus for liquefying natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3616652A (en) * 1966-09-27 1971-11-02 Conch Int Methane Ltd Process and apparatus for liquefying natural gas containing nitrogen by using cooled expanded and flashed gas therefrom as a coolant therefor
US3735600A (en) * 1970-05-11 1973-05-29 Gulf Research Development Co Apparatus and process for liquefaction of natural gases
US3919852A (en) * 1973-04-17 1975-11-18 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil off gas
EP0266984A2 (fr) * 1986-11-03 1988-05-11 The BOC Group, Inc. Procédé de liquéfaction de gaz
US4778497A (en) * 1987-06-02 1988-10-18 Union Carbide Corporation Process to produce liquid cryogen
EP0367156A2 (fr) * 1988-11-03 1990-05-09 Air Products And Chemicals, Inc. Reliquéfaction de vapeur d'échappement du gaz naturel liquéfié
JPH04214970A (ja) * 1989-04-28 1992-08-05 Iwata Air Compressor Mfg Co Ltd 無給油式往復圧縮機及び膨張機

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 16, no. 561 (M - 1341) 3 December 1992 (1992-12-03) *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015025096A3 (fr) * 2013-08-21 2015-04-16 Cryostar Sas Station de remplissage de gaz liquéfié associée à un dispositif de production de gaz liquéfié

Also Published As

Publication number Publication date
EP0687353A1 (fr) 1995-12-20
FR2714722B1 (fr) 1997-11-21
NO953377L (no) 1995-08-29
CA2156249C (fr) 2006-03-21
EP0687353B1 (fr) 1998-11-11
AU684885B2 (en) 1998-01-08
ES2126876T3 (es) 1999-04-01
CA2156249A1 (fr) 1995-07-06
KR100356093B1 (ko) 2003-01-29
NO303850B1 (no) 1998-09-07
JPH08507364A (ja) 1996-08-06
AU1388395A (en) 1995-07-17
WO1995018345A1 (fr) 1995-07-06
KR960701346A (ko) 1996-02-24
JP3602130B2 (ja) 2004-12-15
NO953377D0 (no) 1995-08-29
US5651269A (en) 1997-07-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0687353B1 (fr) Procede et appareil de liquefaction d'un gaz naturel
JP5709793B2 (ja) 天然ガス液化方法及び装置、そのコンピューターシミュレーション処理、液化天然ガス生成物
JP5006515B2 (ja) 天然ガス液化用の改良された駆動装置及びコンプレッサシステム
EP0768502B1 (fr) Procédé et dispositif de liquéfaction et de traitement d'un gaz naturel
US6925837B2 (en) Enhanced operation of LNG facility equipped with refluxed heavies removal column
CA2342822C (fr) Conversion de substances normalement gazeuses en produits liquefies
EP0644996A1 (fr) Procede et installation de refroidissement d'un fluide, notamment pour la liquefaction de gaz naturel
FR2778232A1 (fr) Procede et dispositif de liquefaction d'un gaz naturel sans separation de phases sur les melanges refrigerants
EP1118827B1 (fr) Procédé de liquéfaction partielle d'un fluide contenant des hydrocarbures tel que du gaz naturel
CA2194089C (fr) Procede et dispositif de liquefaction en deux etapes d'un melange gazeux, tel qu'un gaz naturel
EP0731900B1 (fr) Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
FR2772896A1 (fr) Procede de liquefaction d'un gaz notamment un gaz naturel ou air comportant une purge a moyenne pression et son application
JP2006504928A (ja) 天然ガス液化用モータ駆動コンプレッサシステム
NO309340B1 (no) Fremgangsmåte og apparat for forbedring av effektiviteten av en åpen-syklus kaskadekjöleprosess
FR2764972A1 (fr) Procede de liquefaction d'un gaz naturel a deux etages interconnectes
US20080148770A1 (en) Process to obtain liquefied natural gas
US20120204598A1 (en) Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility
JP2010514871A (ja) 液化天然ガスの製造システムおよびその方法
EP0117793A1 (fr) Procédé et installation de refroidissement d'un fluide, notamment de liquéfaction de gaz naturel
FR2723183A1 (fr) Procede et installation de liquefaction d'hydrogene
FR2714720A1 (fr) Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
CA2177599C (fr) Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
FR3063540A1 (fr) Procede de liquefaction de gaz naturel a l'aide d'un circuit de refrigeration ne comportant qu'une seule turbine
WO2019008269A1 (fr) Dispositif et procédé de liquéfaction d'un gaz naturel ou d'un biogaz

Legal Events

Date Code Title Description
CD Change of name or company name
ST Notification of lapse

Effective date: 20131031