SE518777C2 - Kaskad- kylningsprocesser för överföring av naturgas till vätskeform - Google Patents
Kaskad- kylningsprocesser för överföring av naturgas till vätskeformInfo
- Publication number
- SE518777C2 SE518777C2 SE9904515A SE9904515A SE518777C2 SE 518777 C2 SE518777 C2 SE 518777C2 SE 9904515 A SE9904515 A SE 9904515A SE 9904515 A SE9904515 A SE 9904515A SE 518777 C2 SE518777 C2 SE 518777C2
- Authority
- SE
- Sweden
- Prior art keywords
- stream
- cooling
- liquid
- gas
- gas stream
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 163
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 66
- 238000001816 cooling Methods 0.000 title claims description 63
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 59
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 52
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 45
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 28
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 15
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 14
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 abstract description 10
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 5
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- -1 benzene Chemical class 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N sulfur dioxide Inorganic materials O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
- B23K35/00—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting
- B23K35/22—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting characterised by the composition or nature of the material
- B23K35/24—Selection of soldering or welding materials proper
- B23K35/30—Selection of soldering or welding materials proper with the principal constituent melting at less than 1550 degrees C
- B23K35/3053—Fe as the principal constituent
- B23K35/3066—Fe as the principal constituent with Ni as next major constituent
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
- B23K9/00—Arc welding or cutting
- B23K9/16—Arc welding or cutting making use of shielding gas
- B23K9/173—Arc welding or cutting making use of shielding gas and of a consumable electrode
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B60—VEHICLES IN GENERAL
- B60K—ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PROPULSION UNITS OR OF TRANSMISSIONS IN VEHICLES; ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PLURAL DIVERSE PRIME-MOVERS IN VEHICLES; AUXILIARY DRIVES FOR VEHICLES; INSTRUMENTATION OR DASHBOARDS FOR VEHICLES; ARRANGEMENTS IN CONNECTION WITH COOLING, AIR INTAKE, GAS EXHAUST OR FUEL SUPPLY OF PROPULSION UNITS IN VEHICLES
- B60K15/00—Arrangement in connection with fuel supply of combustion engines or other fuel consuming energy converters, e.g. fuel cells; Mounting or construction of fuel tanks
- B60K15/03—Fuel tanks
- B60K15/03006—Gas tanks
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
- C22C38/001—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing N
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
- C22C38/04—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing manganese
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
- C22C38/06—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing aluminium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
- C22C38/08—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing nickel
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
- C22C38/12—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing tungsten, tantalum, molybdenum, vanadium, or niobium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
- C22C38/14—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing titanium or zirconium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
- C22C38/16—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing copper
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
- F17C1/002—Storage in barges or on ships
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
- F17C1/14—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge constructed of aluminium; constructed of non-magnetic steel
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
- F17C13/001—Thermal insulation specially adapted for cryogenic vessels
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C3/00—Vessels not under pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C3/00—Vessels not under pressure
- F17C3/02—Vessels not under pressure with provision for thermal insulation
- F17C3/025—Bulk storage in barges or on ships
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
- F17C7/02—Discharging liquefied gases
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/082—Pipe-line systems for liquids or viscous products for cold fluids, e.g. liquefied 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
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—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
- F25J1/0203—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0205—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level SCR refrigeration cascade
-
- 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
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
- F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied 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
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
- F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
- F17C2221/03—Mixtures
- F17C2221/032—Hydrocarbons
- F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2223/0146—Two-phase
- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
- F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
- F17C2227/0355—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid in a closed 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
- 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
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
-
- 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
- F25J2230/30—Compression 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
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Transportation (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Plasma & Fusion (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Description
apnnn n 00 sis 777 å. val av material i behållarna, för rördragningen, och annan utrustning, samt (3) processtegen för omvandling av en ström av naturgas till LNG.
LNG-kylsystem är dyra eftersom det erfordras så mycket kylning för överföring av naturgas till vätskeform. En typisk naturgasström inkommer i en LNG-anläggning vid tryck från omkring 4830 kPa (700 psia) till omkring 7600 kPa (1100 psia) och vid temperaturer fràn omkring 20°C (68°F) till omkring 40°C (104°F). Naturgas, som till övervägande delen är metan, kan ej överföras till vätskeform enbart genom att höja trycket, vilket är fallet med tyngre kolväten som används för energiändamàl. Metans kritiska temperatur är -82,5°C (-116,5°F). Detta betyder att metan kan överföras till vätska endast under denna temperatur oberoende av det påförda trycket. Eftersom naturgas är en blandning av gaser, övergår den till vätska i temperaturintervaller. Naturgas kritiska temperatur ligger mellan omkring -85°C (-121°F) och -62°C (-80°F). Naturgaskompositioner kommer typiskt att övergå till vätskeform vid atmosfärstryck i temperaturintervallet mellan omkring -165°C (-265°F) och -155°C (-247°F). Eftersom kylutrustning representerar en sådan väsentlig del i kostnaden för LNG-facilitetema, har avsevärd möda lagts ned på att reducera kylningskostnaderna. Även om ett antal kylningscykler har använts för att överföra naturgas till vätskeform, är de för närvarande mest vanliga tre typema i LNG- anläggningar enligt följande: (1) ”expander cykel" där gas expanderas från högt tryck till lågt tryck med motsvarande reduktion av temperatur, (2) "multikomponent kylningscykel” där ett multikomponent kylmedel används i speciellt konstruerade värmeväxlare, (3) ”kaskadcykel” där det nyttjas multipel av singelkomponentkylmedium i värmeväxlare arrangerade progressivt för att reducera gasens temperatur till temperatur för övergång till vätskeform. Flertalet cykler för överföring av naturgas till vätskeform nyttjar variationer eller kombinationer av dessa tre bastyper.
Kaskadsystemet nyttjar vanligtvis två eller flera kylslingor där det expanderade kylmediet från ett steg används för att kondensera det komprimerade kylmediet i nästa steg. Varje successiv steg nyttjar ett lättare, :ia-a .sis 777 3 mera flyktigt kylmedium som, då det expanderar, ger en lägre kylnivà och sålunda kan kyla till en lägre temperatur. För att minska den energi som förbrukas av kompressorema, delas varje kylcykel vanligtvis i ett antal trycksteg (vanligtvis tre eller fyra). Tryckstegen har verkan av att dela upp kylningsarbetet i ett antal temperatursteg. Propan, etan, etylen och metan används vanligtvis som kylmedier. Eftersom propan kan kondenseras vid relativ lågt tryck medelst luftkylare eller vattenkylare, är propan vanligtvis kylmediet i det första steget. Etan eller etylen kan användas som kylmedium i det andra steget. För kondensering av etanet som kommer ut från etankompressorn, erfordras lågtemperaturkylmedel. Propan ger denna lågtemperatur- kylfunktion. Om metan används som kylmedium i det sista steget, används på liknande sätt etan för kondensering av det metan som utkommer från metankompressorn. Propankylsystemet används därför för att kyla den inmatade gasen och kondensera etankylmedlet, och etan används för att ytterligare kyla den inmatade gasen och kondensera metankylmediet.
De material som används i konventionella LNG-anläggningar bidrar även till anläggningens kostnad. Behållare, rör och annan utrustning som används i LNG-anläggningar konstrueras typiskt, åtminstone delvis, av aluminium, rostfritt stål eller stål med högt nickelinnehåll för att ge den erforderliga styrkan och brottsegheten vid låga temperaturer. l konventionella LNG-anläggningar måste vatten, koldioxid, svavelinnehållande föreningar, exempelvis vätesulfid och andra sura gaser, n-pentan och tyngre kolväten, inkluderande bensen, väsentligen avlägsnas från processandet av naturgasen, ner till nivåer av delar-per-miljon (ppm).
Vissa av dessa föreningar kommer att frysa, vilket medför igenpluggnings problem i processutrustningen. Andra föreningar, exempelvis de som innehåller svavel, avlägsnas typiskt för att uppfylla säljspecifikationer. I en konventionell LNG-anläggning erfordras gasbehandlingsutrustning för att avlägsna koldioxiden och sura gaser. Gasbehandlingsutrustningen nyttjar typiskt en kemisk och/eller fysikalisk regenerativ lösningsmedelsprocess och kräver avsevärd kapitalinvestering. Driftskostnaderna är även höga.
Torrbädd- dehydratorer, exempelvis molekylsiktar, erfordras för att avlägsna 518 777 - - ~ ~ a nu 4 vattenàngan. En skrubberkolonn och fraktioneringsutrustning används typiskt för att avlägsna de kolväten som tenderar att ge igenpluggningsproblem.
Kvicksilver avlägsnas även i en konventionell LNG-anläggning eftersom det kan orsaka fel i utrustning tillverkad av aluminium. Dessutom avlägsnas stor andel av det kväve som kan finnas i naturgas efter processandet, eftersom kväve ej förblir i vätskefas under transport av konventionell LNG, och att ha kväveånga i LNG-behàllarna på leveransstället är icke önskvärt. lnom industrin finns ett fortsatt behov av en förbättrad process för överföring av naturgas till vätskeform där mängden av kylutrustning är minimerad och kraftförbrukningen likaså.
SAMMANFATTNING Föreliggande uppfinning avser allmänt en process för överföring av en gasström rik på metan till vätskeform och som har ett initialtryck över omkring 3100 kPa (450 psia). Den primära kylningen för kondensering av naturgasen görs med kaskad- kylningscykler, företrädesvis enbart två cykler.
Därefter tryckexpanderas naturgasen med lämplig tryckexpansionsanordning för att ge en metanrik vätskeprodukt med en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall kunna hållas vid eller under dess "bubbe|punkt".
Processen enligt uppfinningen kan även kondensera avgående ånga som produceras av trycksatt naturgas i vätskeform. Om naturgasen innehåller kolväten tyngre än metan och det är önskvärt att avlägsna de tyngre kolvätena kan en fraktioneringsprocess tillföras processen.
Metoden enligt uppfinningen kan användas både för initial överföring till vätskeform av naturgas vid källan i och för lagring eller transport, och för återföring till vätskeform av naturgasånga som avges under lagring och lastning av fartyg. Ett syfte med uppfinningen är sålunda att tillhandahålla ett förbättrat system för överföring till vätskeform, för övergång till vätskeform eller återgång till sådan, av naturgas. Ett annat syfte med :min s 1 s 777 :IP :tiåï- 'i f* uppflnningen är att tillhandahålla ett förbättrat system för överföring till vätska där väsentligen lägre kompressionsarbete erfordras än i kända system.
Ytterligare ett syfte med uppflnningen är att tillhandahålla en förbättrad process för överföring till vätskeform där processen är ekonomisk och har hög verkningsgrad. Kylningen till mycket låg temperatur i en konventionell LNG-process är mycket dyrbar jämfört med den relativt sett mildare kylning som erfordras vid produktion av PLNG med tekniken enligt uppflnningen.
KORTFATTAD BESKRIVNING AV RITNINGARNA Föreliggande uppfinning och fördelar kommer att bättre förstås av den följande detaljerade beskrivningen och de bifogade ritningarna som visar schematiska flödesdiagram för representativa utföringsformer av uppflnningen.
Figur 1 är ett schematiskt flödesdiagram utvisande en utföringsform av processen enligt uppflnningen med tvà cykel- kaskadkylsystem för framställning av PLNG.
Figur 2 är ett schematiskt flödesdiagram utvisande en andra utföringsform av uppfinningen avseende en process för kondensering av bortkokad gas och avlägsning av tyngre kolväten, och Figur 3 är ett schematiskt flödesdiagram utvisande en tredje utföringsform av uppfinningen.
De i figurerna visade flödesdiagrammen representerar olika utföringsformer vid utövande av processen enligt uppflnningen. Figurema är ej avsedda att från uppflnningens omfång utesluta andra utföringsformer som kan vara resultatet av normala och förväntade modifikationer av dessa specifika utföringsformer. Olika erforderliga subsystem såsom pumpar, ventiler, flödesströmblandare, styrsystem och sensorer har utelämnats i figurerna i syfte att förenkla och göra presentationen klarare. |..no s 1 s m ä* :šglåi- BESKRIVNING AV DE FÖREDRAGNA UTFÖRINGSFORMERNA Föreliggande uppfinning nyttjar ett kaskadkylsystem för att överföra naturgas till vätskeform i och för framställning av en metanrik vätskeprodukt med en temperatur över omring -112°C(-170°F) och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall hållas vid eller under dess bubbelpunkt. l beskrivningen benämns denna metanrika produkt ibland trycksatt naturgas i vätskeform (PLNG). Termen "bubbelpunkt" representerar den temperatur och det tryck vid vilket en vätska börjar att övergå till gas. Om exempelvis viss volym av PLNG hålls vid konstant tryck, men dess temperatur sänks, är den temperatur vid vilken gasbubblor börjar att alstras i nämnda PLNG bubbelpunkten. Om på motsvarande sätt visas volym av PLNG hålls vid konstant temperatur, men trycket höjs, definierar det tryck vid vilket gas börjar att bildas bubbelpunkten. Vid bubbelpunkten är blandningen en mättad vätska.
Nyttjandet av ett kaskadkylsystem enligt föreliggande uppfinning kräver mindre energi för överföring av naturgasen till vätska än kända kaskadkylprocesser, och den utrustning som används i processen enligt uppfinningen kan göras av mindre dyrbara material. Kända processer för framställning av LNG vid atmosfärstryck med temperaturer så låga som -160°C (-256°F) skillnad processutrustningen delvis är tillverkad av dyrbara material för att säker drift kräver till härifrån att åtminstone skall erhållas.
Den energi som erfordras för att överförainaturgas till vätskeform vid utövande av föreliggande uppfinning är avsevärt reducerad jämfört med energikrav i en konventionell LNG-anläggning. Reduktionen av erforderlig kylenergi med processen enligt föreliggande uppfinning resulterar i stor reduktion av kapitalkostnader, proportionellt sett lägre driftskostnader, och förhöjd verkningsgrad och tillförlitlighet, vilket avsevärt förbättrar ekonomin för produktion av naturgas i vätskeform.
Iman i 518 m Med de driftstryck och temperatur som används enligt uppfinningen, kan rördragning med omkring 3% procent nickelstål användas i de kallaste driftsområdena av processen för överföring till vätska, medan det mera dyrbara 9 viktsprocent nickelstålet eller aluminium vanligtvis erfordras för samma utrustning i en konventionell LNG-process. Detta ger en ytterligare avsevärd kostnadsreduktion för processen enligt uppfinningen jämfört med kända LNG-processer.
Det första övervägandet vid kryogent processande av naturgas år förorening. Det råa naturgasmaterialet från källan och lämpat för processen enligt uppfinningen kan omfatta naturgas erhållen från en råoljekälla (med gas) eller från en gaskälla (icke associerad gas).
Naturgasens komposition kan variera avsevärt. Såsom definitionen används i föreliggande sammanhang, innehåller en naturgasström metan (Cj) som huvudkomponent. Naturgasen kommer typiskt även innehålla etan (CZ), högre kolväten (C3+), samt mindre mängder av föroreningar såsom vatten, koldioxid, vätesulfid, kväve, butan, kolväten med sex eller fler kolatomer, smuts, järnsulfid, vax och råolja. Dessa föroreningars löslighet varierar med temperatur, tryck och komposition. Vid kryogena temperaturer kan C02, vatten och andra föroreningar bilda fastämnen, vilket kan igenplugga passager i kryogena värmeväxlare. Dessa potentiella svårigheter kan undvikas genom avlägsning av sådan föroreningar om man kan anticipera tillstånd i deras renkomponent, solidfastemperatur- tryckfasgränser. l den följande beskrivningen av uppfinningen förutsätts att strömmen av naturgas på lämpligt sätt behandlats för avlägsning av sulfider och koldioxid och torkats för att avlägsna vatten, vilket sker med konventionella och välkända processer för att ge en ”söt, torr” naturgasström. Om naturgasen innehåller tunga kolväten som skulle kunna frysa ut under överföring till vätska eller om tunga kolväten ej är önskvärda i PLNG, kan de tunga kolvätena avlägsnas med fraktioneringsprocess för produktion av PLNG, enligt vad som kommer att beskrivas mera i detalj nedan. 1111» 1 8 7 7 7Éïï* En fördel med föreliggande uppfinning är att de varmare driftstemperaturema möjliggör för naturgasen att ha högre koncentrationsnivåer av frysbara komponenter än vad som skulle vara möjligt i en konventionell LNG-process. l en konventionell LNG-anläggning som producerar LNG vid -160°C (-256°F), måste exempelvis C02 ligga under omkring 50 ppm för att undvika frysproblem. Genom att hålla processtemperaturen över omkring -112°C (-170°F), kan till skillnad härifrån naturgasen innehålla C02 på nivåer så höga som omkring 1,4 mol % C02 vid temperaturer av -112°C (-170°F) och omkring 4,2 % vid -95°C (-139F) utan att frysproblem uppkommer med processen för överföring till vätskeform enligt uppfinningen.
Dessutom behöver måttliga mängder av kväve i naturgasen ej avlägsnas i processen enligt uppfinningen, eftersom kväve kommer att kvarstå i vätskefas med kolvätena överförda till vätskeform vid drifttryck och temperaturer enligt föreliggande uppfinning. Möjligheten att reducera, eller i vissa fall eliminera, den utrustning som erfordras för gasbehandling och kväveavlägsning, när naturgasens komposition så tillåter, ger avsevärda tekniska och ekonomiska fördelar. Dessa och andra fördelar med uppfinningen kommer att bättre förstås med hänvisning till figurema.
Med hänvisning till figur 1, inkommer där en trycksatt ström 10 av naturgas i processen för överföring till vätskeform, företrädesvis vid tryck över omkring 1724 kPa (250 psia) och hellre över omkring 4830 kPa (700 psia) och helst vid temperaturer under omkring 40°C (104°F); andra tryck och temperaturer kan emellertid användas, om så önskas och systemet kan modifieras på lämpligt sätt enligt vad fackmannen på området inser utgående från denna uppfinning. Om gasströmmen 10 ligger under 1724 kPa (250 psia), kan den trycksättas med lämplig kompressionsanordning (ej visad), som kan omfatta en eller flera kompressorer.
Den inmatade strömmen 10 passerar genom en serie av värmeväxlare, företrädesvis två värmeväxlare 30 och 31, som kyls i en första kylningscykel 32. Kylningscykeln 32 kyler den inmatade strömmen 10 i wit- u n an o *" av H' "' : °,."u."n 00 f z 'I I :r- n , .n I . n .0 un ,. .- ~ - - -- .. - . . ~ . u . , s a s H värmeväxlarna 30 och 31 och kyler kylmediet i en andra kylningscykel 33 som ligger nedströms i processen för överföring till vätska. Kylningscykeln 33 kyler naturgasen ytterligare i en serie värmeväxlare, företrädesvis tre värmeväxlare 37, 38 och 39 enligt vad som visas i figur 1. Konstruktionen och funktionen av respektive kylningscykler 32 och 33 är välkänt för fackmannen på området och detaljer till funktion flnns i den kända tekniken.
Kylmediet i den första kylningscykeln 32 är företrädesvis propan och kylmediet i den andra kylningscykeln 33 är företrädesvis etylen. Exempel pá kaskadkylsystem finns beskrivna i U.S. patent 3,596,472; Plant Processing of Natural Gas, Petroleum Extension Service, The University of Texas at Austin, TX (1974); och Harper, E. A. et. al., Trouble Free LNG, Chemical Engineering Progress, Vol. 71, No. 11 (1975). I Till vätskeform överförd naturgasström 19 som utkommer från den sista värmeväxlaren 39 vid utövande av föreliggande uppfinning, har en temperatur över -112°C (-170°F) och tillräcklig tryck för att den flytande produkten skall ligga vid eller under dess bubbelpunkt. Om trycket i strömmen 10 då denna lämnar det sista steget i den andra kylningscykeln, är högre än det tryck som erfordras för att hälla strömmen 10 i vätskefas, kan strömmen 10 valfritt föras genom en eller flera expansionsanordningar, exempelvis hydraulturbin 40, för att producera PLNG-produkt med lägre tryck men fortfarande med temperatur över omkring -112°C (-170°F) och tryck tillräckligt för att vätskeprodukten skall vara vid eller under dess bubbelpunkt.
PLNG skickas därefter (ström 20) till en transport- eller lagringsanordning 41, exempelvis lämplig pipeline eller transportanordning, exempelvis PLNG- fartyg, takbil, eller järnvägsvagn.
Figur 2 visar en annan utföringsform av uppfinningen, och i denna och de i figurerna 1 och 3 visade utföringsformerna, har delar med samma hänvisningssiffror samma processfunktioner. Fackmannen på området inser emellertid att processutrustningen från en utföringsform till en annan kan variera till storlek och kapacitet för att hantera olika fluidflödesmängder, temperaturer och kompositioner. Med hänvisning till figur annu: sis 777 2, inkommer där en naturgasström i systemet genom ledningen 10 och förs genom värmeväxlare 30 och 31, som kyls medelst en första kylningscykel 32.
Kylningscykeln 32 kyler den inmatade strömmen 10 och kyler kylmediet i en andra kylningscykel 33, som ligger ytterligare nedströms i processen för överföring till vätskeform.
Efter att ha utkommit fràn den sista värmeväxlaren 31, inkommer den tillförda gasströmmen 10 en konventionell fasseparator 34. En flytande ström 11 utkommer från botten av separatorn och förs till en konventionell demetaniserare 35. Demetaniseraren producerar en övre àngström 12 som är rik på metan och en nedre vätskeström 13 som till övervägande delen är naturgasvätskor (NGL), primärt etan, propan, butan, pentan, och tyngre kolväten. Demetaniserarens bottenström 13 förs till en konventionell fraktioneringsanläggning 36, vars generella funktion är välkänd för fackmannen pà området. Fraktioneringsanläggningen 36 kan omfatta en eller flera fraktioneringskolonner (ej visade i figur 2), som separerar den vätskeformiga bottenströmmen 13 till förutbestämda mängder av etan, propan, butan, pentan och hexan. Dessa vätskor utdras från fraktioneringsanläggningen 36 i form av kondensatprodukter, som kollektivt visats i figur 2 i form av strömmen 14. Övre strömmar från fraktioneringsanläggningen 36 är rika på etan och andra lätta kolväten.
Dessa övre strömmar är kollektivt visade i figur 2 i form av strömmen 15.
Fraktioneringsanläggningen omfattar företrädesvis multipel av fraktioneringskolonner (ej visat), exempelvis en deetaniseringskolonn som producerar etan, en depropaniseringskolonn som producerar propan, och en debutaniseringskolonn som producerar butan, och som kan användas som tillsatskylmedier för kaskadkylsystemet (första och andra kylningscyklerna 32 och 33) eller för något annat lämpligt kylsystem. Tillsatsströmmarna av kylmedel är kollektivt visade ifigur 2 med ledningen 16. Även om sà ej visas i figur 2, och om den tillförda strömmen 10 innehåller höga koncentrationer av C02, kan en eller flera tillsatskylmedelsströmmar behöva behandlas för att avlägsna C02 i och för undvikande av potentiella igenpluggningsproblem i kylutrustningen. Om C02 koncentrationen i den tillförda strömmen överstiger :unna s 1 s 7 7 7 ä* ïlšï- * 11 omkring 3 mol procent, inbegriper fraktioneringsanläggningen 36 vanligtvis en COg-avlägsningsprocess.
Den metanrika strömmen 17 från separatorn 34, den metanrika strömmen 12 från demetaniseraren 35 och strömmen 15 från fraktioneringsanläggningen 36 kombineras och förs i form av en ström 18 till en serie av värmeväxlare 37, 38 och 39 för att överföra naturgasen till vätskeform. Kylning till värmeväxlarna 37, 38 och 39 fås av den andra kylningscykeln 33, som beskrivits ovan. Även om kylmedlena i de första och andra kylningscyklerna 32 och 33 cirkulerar i ett slutet slingsystem, och om kylmedium förloras från systemet på grund av läckor, kan tillsatskylmedier erhållas från fraktioneringsanläggningen 36 (ledning 16). l den i figur 2 visade processen för överföring till vätskeform, erfordras enbart två cykler av ett kaskadsystem för att kyla naturgasströmmen 10 vid utövande av uppfinningen.
Den naturgasström 19 i flytande form som utkommer från den sista värmeväxlaren 39 förs genom en eller flera expansionsanordningar, exempelvis hydraulturbin 40, för att producera PLNG-produkt vid en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och tryck tillräckligt för att den vätskeformiga produkten skall vara vid eller under dess bubbelpunkt. PLNG skickas därefter genom ledningen 20 till en lämplig lagringsanordning 41.
Under lagringen, transporten och hanteringen av den till vätskeform överförda naturgasen, kan avsevärd mängd av ”bortkokning” av ånga härrörande från förångning av den till flytande form överförda naturgasen föreligga. Uppflnningen är speciellt väl lämpad för att till vätskeform överföra av PLNG bortkokad ånga. Processen enligt uppfinningen kan valfritt till vätska återföra sådan bortkokad ånga. Bortkokad ånga kan enligt vad som visas i figur 2, införas till processen enligt uppfinningen genom ledningen 21. Del av strömmen 21 kan valfritt dras ut som ström 22 och riktas genom en värmeväxlare 42 för att kyla àngströmmen 18 och värma den utdragna bortkokade gasen för senare användning som bränsle för anläggningen för överföring till vätskeform. Den återstående delen av strömmen 21 förs genom en konventionell kompressor :anna s 1 s 777 * 12 43 för att komprimera den bortkokade ångan till ungefär trycket för ångströmmen 18 och kombineras därefter med strömmen 18.
Figur 3 visar en annan utföringsform av föreliggande uppfinning.
Den i figur 3 visade processen liknar den process som beskrivits ovan med hänvisning till figur 2, med undantag av att, enligt vad som visas i figur 3, strömmen 18 passeras genom en kompressor 44 och den komprimerade ångströmmen 18 passeras därefter genom värmeväxlarna 45 och 46, som kyls av kylmedium fràn den första kylningscykeln 32.
Såsom visas i figur 3, kan bortkokad gas valfritt införas i strömmen 18 efter att strömmen 18 kylts av den första kylningscykeln 32 och innan den kyls av den andra kylningscykeln 33. Åtminstone del av den bortkokade ångströmmen 21 komprimeras av en konventionell kompressor 43, och den komprimerade gasen (strömmen 23) kyls av en värmeväxlare 42 som kyls av strömmen 22 som har utdragits från strömmen 21. Efter att ha upphettats av värmeväxlaren 42 kan strömmen 22 användas som bränsle i anläggningen för överföring till vätskeform. Även om figurerna 2 och 3 visar införing av den bortkokade ångan till processen för överföring till vätskeform vid en tidpunkt efter fraktioneringsstegen och före kylningsstegen med den andra kylningscykeln, kan vid utövande av uppfinningen, den bortkokade ångan införas till den gasström som skall överföras till vätskeform vid vilken som helst punkt i processen räknat från framför värmeväxlaren 30 till efter värmeväxlaren 39 och före expanderaren 40.
Uppfinningen är ej begränsad till någon viss typ av värmeväxlare, men beroende på ekonomi, föredras plattvärmeväxlare och kallbox- värmeväxlare. Samtliga strömmar som innehåller både vätske- och àngfaser skickas företrädesvis till värmeväxlarna med både vätske- och àngfasema lika fördelade över tvärsektionsarean hos passager där de inkommer. För åstadkommande av detta är det att föredra att arrangera dlstributionsapparatur för individuella äng- och vätskeströmmar. Separatorer kan tillföras multifas- flödesströmmarna enligt vad som erfordras för att dela øßnnn 518 777 .Sn n-nu 13 strömmarna i vätske- och àngströmmar. Sådana separatorer kan tillföras den i figurerna 2 och 3 visade processen framför värmeväxlarna 38 och 39.
Exempel En simulerad mass- och energibalans utfördes för att illustrera de i figurerna visade utföringsformerna, och resultaten framgår av tabellerna nedan.
Data erhölls med användning av ett kommersiellt tillgängligt processimuleringsprogram benämnt HYSYSTM, men andra kommersiellt tillgängliga processimuleringsprogram kan användas för att ta fram data, inkluderande exempelvis HYSIMTM, PROllTM och ASPEN PLUSTM, enligt vad som är välkänt för fackmannen på området. I tabell 1 presenterad data är utvisad för att ge bättre förståelse av den i figur 1 visade utföringsformen, men uppfinningen är ej att betrakta såsom onödigtvis begränsad till detta.
Temperaturema och flödeshastighetema skall ej betraktas som begränsningar av uppfinningen, utan inom ramen för denna ligger en mångfald temperaturvariationer och flödeshastigheter. l denna utföringsform är den första kylningscykeln 32 ett propansystem, och den andra kylningscykeln 33 är ett etylensystem.
Data i tabell 2 har givits för att åstadkomma bättre förståelse av den i figur 2 visade utföringsformen. I denna utföringsform är den första kylningscykeln 32 ett propansystem och den andra kylningscykeln 33 är ett etansystem.
Med användning av bas- processflödesschemat visat i figur 1 och med användning av samma tillförda strömkomposition och temperatur, var den erforderliga totalt installerade effekten för att producera konventionell LNG (nära atmosfärstryck och en temperatur av -160°C (-256°F)) mer än dubbelt den totalt installerade effekten erforderlig för att producera PLNG med användning av den i figur 1 visade utföringsformen : 177927 kW (238,60O hp) för att producera LNG jämfört med 75,839 kW (101,7OO hp) för att producera PLNG. Denna jämförelse utfördes med användning av HYSYSTM processimulator. >»|nn 51 8 77 7 .u å.. 14 Fackmannen på området, i synnerhet den som har haft fördelen av att dra lärdom av föreliggande patent, kommer att finna en mångfald modifikationer och variationer på de ovan visade processerna. En mångfald av temperaturer och tryck kan exempelvis användas enligt uppfinningen, beroende på konstruktionen i sin helhet av systemet och kompositionen av den tillförda gasen. Den tillförda gasens kylningsprocess kan dessutom supplementeras eller rekonfigureras beroende på de totala konstruktionskraven för åstadkommande av optimala och effektiva värmeväxlingsförhàllanden. De speclfikt visade utföringsformerna och exemplen skall sålunda, enligt vad som diskuterats ovan, ej användas för att begränsa eller inskränka uppfinningens omfång, som bestäms av kraven nedan och deras ekvívalenter. bl. u. ? .3mm<._. »nu :nun a . ; u av ...I o vinn ß ||;| p w ? .o ow.o ?o.o ow.o :om ?mo.m m~m.? om ?- ooo- o ?w Nwo_w > ww w?.o ow.o ?o.o ow.o ??.mm wooo wwNw om?- ooo- o ?w wwo_w > ?w wo.o wo.o ooo wo.m ow.wo ooo_wo oowNm ow ?- omm- m ?w ?oo.w ._ ow wo.o wo.o ooo wo.m owwo ooo.wo mowNm mm ?- owo- oww m ?o.o ._ o? wo.o ooo moo omm ??.wo wmoow ow ? .om ?w- wow- oow mow.m > o? wo.o wo.o wßo mom omwo oooow www_mm om- wwm- oo? owm_m > N? o ?o .o owwo ow.w o mm mw om m.m? oow owmm ._ o? o o momm ?o.ow wo.o? wow www ?o? N I oow mow_m .<> m? o o oo? o o o?w.? mmm oo Now ow om? ._ w? o ow.? mo.oo wo.m? mw.m ?oo_? N ?o owm oso? oow owm_m ._ m? ?o.o wo.o mßo mom owo mwo_? mww om- wwm- own wom.m > w? o ow _ ? woom ?o.o m ? .om mmo_w mow_? om- wwm- oo? oßmo ._ ? ? wo.o ooo ow.w om owo owodo Nofiom ow w.w ooo o?m_m .<> o? E :__ mxwfi> Nz Noo .æo No 5 _95 _05? o.. o.. gå mn: æmå små å _oE .coëwoqëox omcoowmgmmuoï. ozomöoëw... xobß mmm .n o o ~- o n. o o , n u u a 518 777 H0 NNQÉ. QS.. 2: u9w__92_ :så 963 ooflmm :wtwošc uflmzšws NN om 8 nE-.m mmm- SN. _- 3 øhflmvcønxu 3 8 mm m8 Sv Q wNQ FN OQQNN .N mæw .NN v89 C02: N Nå :Nm EwN OOQN F mæw .NN ...äQmN . ooïæ N mßw .NN NNWQ 000.2 v mæw .NN .öhowwokaëox >>v_ 2 :m5 .xmum .ätm mcšflwmto* .P ._82 V) v ; .o mm.o ;o.o mv.o _. ...mm mm ; .m mmv; o.mm m.m- omv; mmm_o; > mm vfo mm.o ;o.o mv.o ïmm mmm.m mmm; o.om T o.om- o ;v mmm.m > mm vvo mm.o ;o.o mv.o :mm moom vmm_m o.om _.- oom- o ;v mmm.m > fm vo.o mm.o mm.o mm.m vmvm mmm_mm vmm.mm o.ov? m.mm mfv ;mm_m ._ om vo.o mm.o mm.o mm.m _.m.vm mmm.mm vmm_mm omm_.- m.mm- omv; mmm.m ._ m; vo.o mm.o mm.o mm.m ïvm mmm_mm mIumm omm- m.mm mmm mmm_m > m; vo.o mm.o mm.o mm.m mm.vm mmomm mmv_mm o.om- v.vm- omm mmm.m > m; o ;Qo mmm mmmm mmv mm ov Qmm mm; omv mmmm 4 m; o mv.m ;m.mm mo.mv mm.m mmv vm; omm; m.mm mmm mmm_m .=> m _. o o oo; o o m;m; mmm om .ämm om mm; 4 v; o mv; m.mm mmm; mm.m mmm; mmm o.mmv o.omm omm mmm.m ._ m_. ;o.o mm.o mm.o mmm ;m.vm mmo; mmv o.om- v.vm- mmm vmm.m > m; o mm; mm.om ;m.m m ; .mm mmm_m mmm; o.om- vvm- omm mmm_m o i vo.o mm.o mv.m m.m m.mm mmm.om mom_mm o.ov v.v oom m;m_m .=> o; E E mšom> mz moo +mo mo 5 ösa 62mm m.. oo 98 mn: æmš. smëm å _oE .coawoqëox .wcmmmmcwwufixm ...zmöqëwh xobm. mm". m ._.._mm<._. 1518 777 V5 omomß ooodm uümëflwc. ëflo... mmNKm ooNoo .xwtmozmc umíñws NN om om o aëzn. moQN- ooo.m- ov whmhoucmaxm NN om om Nßmmf ooN.mF vv oNw oo: mv Nmo. S 08.3 m mæw mm Nomfi oom§ N mwom .mm Sö; oov; F moow .mm wNñmN ooñmm N owow .Nm NmN S ooQmF F oQw .Nm .whoømøäëox >>v_ å Emtm Emtm ímtm ocEuwmtom .N :wnwh
Claims (1)
1. Process enligt krav 1, där den trycksatta metanrika gasströmmen har ett tryck över 3103 kPa (450 psia). Process för att till vätskeform överföra en naturgasström, omfattande stegen: (a) kylning av naturgasströmmen med en eller flera värmeväxlare medelst en första kylningscykel i ett kaskadkylningssystem med två cykler; (b) matning av den kylda naturgasen till en fasseparator för att producera en första ångström och en vätskeström; (c) matning av den flytande naturgasströmmen till en demetaniserare för att producera en andra ångström och en andra vätskeström; 10 15 s 1 s 777 iiiäï- 'i 22 (d) matning av den andra vätskeströmmen till en fraktioneringsanläggning för att producera kondensatprodukt, tillsattskylmedium och en tredje àngström; (e) kombination av den första ångströmmen, den andra ångströmmen och den tredje ångströmmen samt matning av den kombinerade ångströmmen till en eller flera värmeväxlare kylda av en andra kyiningscykel i kaskadkylningssystemet för att åtminstone partiellt till vätskeformen överföra den kombinerade ångströmmen; och (f) matning av den kombinerade ångströmmen i steg (e) till en expansionsanordning för produktion av till vätskeform överförd naturgas med en temperatur över omkring -112°C (-170°F) och tillräckligt tryck för att vätskeprodukten skall vara vid eller under dess bubbelpunkt.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US5028097P | 1997-06-20 | 1997-06-20 | |
US7968098P | 1998-03-27 | 1998-03-27 | |
PCT/US1998/012743 WO1998059207A1 (en) | 1997-06-20 | 1998-06-18 | Improved cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SE9904515L SE9904515L (sv) | 1999-12-10 |
SE9904515D0 SE9904515D0 (sv) | 1999-12-10 |
SE518777C2 true SE518777C2 (sv) | 2002-11-19 |
Family
ID=26728102
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SE9904515A SE518777C2 (sv) | 1997-06-20 | 1999-12-10 | Kaskad- kylningsprocesser för överföring av naturgas till vätskeform |
Country Status (39)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6016665A (sv) |
EP (1) | EP1021690A4 (sv) |
JP (1) | JP4544652B2 (sv) |
KR (1) | KR100338882B1 (sv) |
CN (1) | CN1126929C (sv) |
AR (1) | AR012254A1 (sv) |
AT (1) | AT413601B (sv) |
AU (1) | AU738861B2 (sv) |
BG (1) | BG64011B1 (sv) |
BR (1) | BR9810221A (sv) |
CA (1) | CA2292710C (sv) |
CH (1) | CH694104A5 (sv) |
CO (1) | CO5040205A1 (sv) |
CZ (1) | CZ299016B6 (sv) |
DE (1) | DE19882492T1 (sv) |
DK (1) | DK174801B1 (sv) |
DZ (1) | DZ2534A1 (sv) |
ES (1) | ES2170629B2 (sv) |
FI (1) | FI19992706A (sv) |
GB (1) | GB2346954B (sv) |
HU (1) | HU222696B1 (sv) |
ID (1) | ID24478A (sv) |
IL (1) | IL133337A (sv) |
MY (1) | MY114064A (sv) |
NO (1) | NO312263B1 (sv) |
NZ (1) | NZ502044A (sv) |
OA (1) | OA11268A (sv) |
PE (1) | PE43999A1 (sv) |
PL (1) | PL189284B1 (sv) |
RO (1) | RO118483B1 (sv) |
RU (1) | RU2204094C2 (sv) |
SE (1) | SE518777C2 (sv) |
SK (1) | SK178799A3 (sv) |
TN (1) | TNSN98095A1 (sv) |
TR (1) | TR199903170T2 (sv) |
TW (1) | TW366410B (sv) |
UA (1) | UA49072C2 (sv) |
WO (1) | WO1998059207A1 (sv) |
YU (1) | YU67599A (sv) |
Families Citing this family (67)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
TW359736B (en) * | 1997-06-20 | 1999-06-01 | Exxon Production Research Co | Systems for vehicular, land-based distribution of liquefied natural gas |
US6446465B1 (en) * | 1997-12-11 | 2002-09-10 | Bhp Petroleum Pty, Ltd. | Liquefaction process and apparatus |
TW436597B (en) * | 1997-12-19 | 2001-05-28 | Exxon Production Research Co | Process components, containers, and pipes suitable for containign and transporting cryogenic temperature fluids |
US6289500B1 (en) * | 1998-03-11 | 2001-09-11 | International Business Machines Corporation | Object mechanism and method that creates domain-neutral objects with domain-specific run-time extensions in an appropriate collection |
TW446800B (en) | 1998-12-18 | 2001-07-21 | Exxon Production Research Co | Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers |
MY117548A (en) * | 1998-12-18 | 2004-07-31 | Exxon Production Research Co | Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas |
US6237347B1 (en) | 1999-03-31 | 2001-05-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers |
US6202424B1 (en) * | 1999-10-29 | 2001-03-20 | Mayekawa Mfg. Co., Ltd. | System for compressing contaminated 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 |
GB0006265D0 (en) | 2000-03-15 | 2000-05-03 | Statoil | Natural gas liquefaction process |
US6401486B1 (en) | 2000-05-18 | 2002-06-11 | Rong-Jwyn Lee | Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants |
US6510706B2 (en) | 2000-05-31 | 2003-01-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas |
TW573112B (en) | 2001-01-31 | 2004-01-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons |
FR2821351B1 (fr) * | 2001-02-26 | 2003-05-16 | Technip Cie | Procede de recuperation d'ethane, mettant en oeuvre un cycle de refrigeration utilisant un melange d'au moins deux fluides refrigerants, gaz obtenus par ce procede, et installation de mise en oeuvre |
US6412302B1 (en) * | 2001-03-06 | 2002-07-02 | Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division | LNG production using dual independent expander refrigeration cycles |
US6526777B1 (en) * | 2001-04-20 | 2003-03-04 | Elcor Corporation | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
UA76750C2 (uk) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Спосіб зрідження природного газу (варіанти) |
KR20040015294A (ko) | 2001-06-29 | 2004-02-18 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 메탄 풍부한 가압 액체 혼합물로부터 에탄 및 중질탄화수소를 회수하는 방법 |
US6560988B2 (en) | 2001-07-20 | 2003-05-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities |
US6564578B1 (en) | 2002-01-18 | 2003-05-20 | Bp Corporation North America Inc. | Self-refrigerated LNG process |
US6647744B2 (en) * | 2002-01-30 | 2003-11-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Processes and systems for liquefying natural gas |
US6751985B2 (en) | 2002-03-20 | 2004-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state |
US6658890B1 (en) * | 2002-11-13 | 2003-12-09 | Conocophillips Company | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction |
US7769650B2 (en) * | 2002-12-03 | 2010-08-03 | Jp Morgan Chase Bank | Network-based sub-allocation systems and methods for swaps |
JP4912564B2 (ja) * | 2003-11-18 | 2012-04-11 | 日揮株式会社 | ガス液化プラント |
US7866184B2 (en) * | 2004-06-16 | 2011-01-11 | Conocophillips Company | Semi-closed loop LNG process |
NZ549467A (en) * | 2004-07-01 | 2010-09-30 | Ortloff Engineers Ltd | Liquefied natural gas processing |
CA2574893A1 (en) * | 2004-07-27 | 2006-03-02 | Jp Morgan Chase Bank | System and method for measuring communication-system infrastructure usage |
ES2630362T3 (es) * | 2004-08-06 | 2017-08-21 | Bp Corporation North America Inc | Procedimiento de licuefacción de gas natural |
NO20051315L (no) * | 2005-03-14 | 2006-09-15 | Hamworthy Kse Gas Systems As | System og metode for kjoling av en BOG strom |
SG160406A1 (en) * | 2005-03-16 | 2010-04-29 | Fuelcor Llc | Systems, methods, and compositions for production of synthetic hydrocarbon compounds |
US20070157663A1 (en) * | 2005-07-07 | 2007-07-12 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction |
US7631516B2 (en) * | 2006-06-02 | 2009-12-15 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
US9869510B2 (en) * | 2007-05-17 | 2018-01-16 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
KR100929097B1 (ko) * | 2008-03-17 | 2009-11-30 | 현대중공업 주식회사 | 액화석유가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비 |
KR100925658B1 (ko) * | 2008-03-17 | 2009-11-09 | 현대중공업 주식회사 | 액화천연가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비 |
KR100929095B1 (ko) * | 2008-04-07 | 2009-11-30 | 현대중공업 주식회사 | 연료가스 공급과 액화 천연가스 생산이 동시에 가능한 액화천연가스 생산 장치 |
US20090282865A1 (en) | 2008-05-16 | 2009-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
US8381544B2 (en) * | 2008-07-18 | 2013-02-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for liquefaction of natural gas |
KR100918201B1 (ko) | 2008-11-17 | 2009-09-21 | 대우조선해양 주식회사 | 천연가스 발열량 저감방법 및 장치 |
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 |
US8011191B2 (en) | 2009-09-30 | 2011-09-06 | Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc | Refrigeration system having a variable speed compressor |
CN102115683A (zh) * | 2009-12-30 | 2011-07-06 | 中国科学院理化技术研究所 | 一种生产液化天然气的方法 |
RU2443851C1 (ru) * | 2010-06-15 | 2012-02-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" | Комплекс оборудования для отработки газовых месторождений |
US20130219955A1 (en) * | 2010-10-15 | 2013-08-29 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Method for producing pressurized liquefied natural gas, and production system used in same |
KR101106089B1 (ko) * | 2011-03-11 | 2012-01-18 | 대우조선해양 주식회사 | 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 방법 |
CN102425899B (zh) * | 2011-11-03 | 2014-01-01 | 苏州市兴鲁空分设备科技发展有限公司 | 低温装置中低温冷冻机的使用方法 |
US9696086B2 (en) * | 2014-01-28 | 2017-07-04 | Dresser-Rand Company | System and method for the production of liquefied natural gas |
US10436505B2 (en) | 2014-02-17 | 2019-10-08 | Black & Veatch Holding Company | LNG recovery from syngas using a mixed refrigerant |
US10443930B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-10-15 | Black & Veatch Holding Company | Process and system for removing nitrogen from LNG |
US9863697B2 (en) * | 2015-04-24 | 2018-01-09 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas |
KR101613236B1 (ko) * | 2015-07-08 | 2016-04-18 | 대우조선해양 주식회사 | 엔진을 포함하는 선박 및 이에 적용되는 증발가스 재액화 방법 |
US10443927B2 (en) | 2015-09-09 | 2019-10-15 | Black & Veatch Holding Company | Mixed refrigerant distributed chilling scheme |
EP3405718B1 (en) | 2015-12-14 | 2020-03-11 | Volvo Truck Corporation | A gas tank arrangement |
CA2963649C (en) | 2016-04-11 | 2021-11-02 | Geoff Rowe | A system and method for liquefying production gas from a gas source |
CA3193233A1 (en) | 2016-06-13 | 2017-12-13 | Geoff Rowe | System, method and apparatus for the regeneration of nitrogen energy within a closed loop cryogenic system |
US10551119B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-02-04 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
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 |
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 |
AU2019325914B2 (en) * | 2018-08-22 | 2023-01-19 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Primary loop start-up method for a high pressure expander process |
CN109556984B (zh) * | 2018-12-07 | 2021-08-31 | 合肥通用机械研究院有限公司 | 快速充气预冷***及其使用方法 |
US11561043B2 (en) | 2019-05-23 | 2023-01-24 | Bcck Holding Company | System and method for small scale LNG production |
EP3907453A1 (fr) | 2020-05-07 | 2021-11-10 | Cryocollect | Dispositif de refroidissement pour installation de liquéfaction de gaz |
Family Cites Families (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3298805A (en) * | 1962-07-25 | 1967-01-17 | Vehoc Corp | Natural gas for transport |
GB1208196A (en) * | 1967-12-20 | 1970-10-07 | Messer Griesheim Gmbh | Process for the liquifaction of nitrogen-containing natural gas |
US3477509A (en) * | 1968-03-15 | 1969-11-11 | Exxon Research Engineering Co | Underground storage for lng |
US3581511A (en) * | 1969-07-15 | 1971-06-01 | Inst Gas Technology | Liquefaction of natural gas using separated pure components as refrigerants |
US3763658A (en) * | 1970-01-12 | 1973-10-09 | Air Prod & Chem | Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method |
DE2110417A1 (de) * | 1971-03-04 | 1972-09-21 | Linde Ag | Verfahren zum Verfluessigen und Unterkuehlen von Erdgas |
US3763358A (en) * | 1971-10-21 | 1973-10-02 | D Cargille | Interweaved matrix updating coordinate converter |
US3970441A (en) * | 1973-07-17 | 1976-07-20 | Linde Aktiengesellschaft | Cascaded refrigeration cycles for liquefying low-boiling gaseous mixtures |
US4057972A (en) * | 1973-09-14 | 1977-11-15 | Exxon Research & Engineering Co. | Fractional condensation of an NG feed with two independent refrigeration cycles |
GB1572898A (en) * | 1976-04-21 | 1980-08-06 | Shell Int Research | Process for the liquefaction of natural gas |
DE2820212A1 (de) * | 1978-05-09 | 1979-11-22 | Linde Ag | Verfahren zum verfluessigen von erdgas |
GB2052717B (en) * | 1979-06-26 | 1983-08-10 | British Gas Corp | Storage and transport of liquefiable gases |
JPS57204784A (en) * | 1981-06-12 | 1982-12-15 | Hajime Nishimura | Manufacture of low-temperature liquefied gas |
GB2106623B (en) * | 1981-06-19 | 1984-11-07 | British Gas Corp | Liquifaction and storage of gas |
US4430103A (en) * | 1982-02-24 | 1984-02-07 | Phillips Petroleum Company | Cryogenic recovery of LPG from natural gas |
US4445916A (en) * | 1982-08-30 | 1984-05-01 | Newton Charles L | Process for liquefying methane |
US4504296A (en) * | 1983-07-18 | 1985-03-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas |
US4548629A (en) * | 1983-10-11 | 1985-10-22 | Exxon Production Research Co. | Process for the liquefaction of natural gas |
US4541852A (en) * | 1984-02-13 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Deep flash LNG cycle |
US4680041A (en) * | 1985-12-30 | 1987-07-14 | Phillips Petroleum Company | Method for cooling normally gaseous material |
JP2637611B2 (ja) * | 1990-07-04 | 1997-08-06 | 三菱重工業株式会社 | Nglまたはlpgの回収方法 |
GB9103622D0 (en) * | 1991-02-21 | 1991-04-10 | Ugland Eng | Unprocessed petroleum gas transport |
US5287703A (en) * | 1991-08-16 | 1994-02-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for the recovery of C2 + or C3 + hydrocarbons |
FR2681859B1 (fr) * | 1991-09-30 | 1994-02-11 | Technip Cie Fse Etudes Const | Procede de liquefaction de gaz naturel. |
US5473900A (en) * | 1994-04-29 | 1995-12-12 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for liquefaction of natural gas |
FR2725503B1 (fr) * | 1994-10-05 | 1996-12-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede et installation de liquefaction du gaz naturel |
NO180469B1 (no) * | 1994-12-08 | 1997-05-12 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs |
US5626034A (en) * | 1995-11-17 | 1997-05-06 | Manley; David | Mixed refrigerants in ethylene recovery |
US5746066A (en) * | 1996-09-17 | 1998-05-05 | Manley; David B. | Pre-fractionation of cracked gas or olefins fractionation by one or two mixed refrigerant loops and cooling water |
-
1998
- 1998-06-17 DZ DZ980144A patent/DZ2534A1/xx active
- 1998-06-17 TW TW087109687A patent/TW366410B/zh active
- 1998-06-18 ES ES009950073A patent/ES2170629B2/es not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-18 AU AU79787/98A patent/AU738861B2/en not_active Ceased
- 1998-06-18 US US09/099,590 patent/US6016665A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-18 RO RO99-01342A patent/RO118483B1/ro unknown
- 1998-06-18 PE PE1998000524A patent/PE43999A1/es not_active Application Discontinuation
- 1998-06-18 KR KR1019997012070A patent/KR100338882B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 AT AT0907898A patent/AT413601B/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 CZ CZ0455799A patent/CZ299016B6/cs not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 WO PCT/US1998/012743 patent/WO1998059207A1/en not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 HU HU0002816A patent/HU222696B1/hu not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 JP JP50482599A patent/JP4544652B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-18 SK SK1787-99A patent/SK178799A3/sk unknown
- 1998-06-18 NZ NZ502044A patent/NZ502044A/xx unknown
- 1998-06-18 ID IDW20000100A patent/ID24478A/id unknown
- 1998-06-18 TR TR1999/03170T patent/TR199903170T2/xx unknown
- 1998-06-18 CN CN98806437A patent/CN1126929C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-18 IL IL13333798A patent/IL133337A/xx active IP Right Grant
- 1998-06-18 CO CO98034687A patent/CO5040205A1/es unknown
- 1998-06-18 EP EP98930385A patent/EP1021690A4/en not_active Withdrawn
- 1998-06-18 CH CH02347/99A patent/CH694104A5/de not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 PL PL98337425A patent/PL189284B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 RU RU99128051/06A patent/RU2204094C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 GB GB9930045A patent/GB2346954B/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-18 UA UA99127080A patent/UA49072C2/uk unknown
- 1998-06-18 BR BR9810221-4A patent/BR9810221A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-06-18 DE DE19882492T patent/DE19882492T1/de not_active Withdrawn
- 1998-06-18 YU YU67599A patent/YU67599A/sh unknown
- 1998-06-18 CA CA002292710A patent/CA2292710C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-06-18 TN TNTNSN98095A patent/TNSN98095A1/fr unknown
- 1998-06-19 AR ARP980102970A patent/AR012254A1/es active IP Right Grant
- 1998-06-20 MY MYPI98002805A patent/MY114064A/en unknown
-
1999
- 1999-12-10 SE SE9904515A patent/SE518777C2/sv not_active IP Right Cessation
- 1999-12-13 BG BG104002A patent/BG64011B1/bg unknown
- 1999-12-16 FI FI992706A patent/FI19992706A/sv not_active IP Right Cessation
- 1999-12-17 OA OA9900290A patent/OA11268A/en unknown
- 1999-12-20 DK DK199901820A patent/DK174801B1/da not_active IP Right Cessation
- 1999-12-20 NO NO19996327A patent/NO312263B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SE518777C2 (sv) | Kaskad- kylningsprocesser för överföring av naturgas till vätskeform | |
RU2195611C2 (ru) | Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа | |
SE521594C2 (sv) | Process för överföring av naturgas till vätskeform | |
RU2194930C2 (ru) | Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент | |
US7856848B2 (en) | Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus | |
KR101302310B1 (ko) | 반폐쇄 루프 액화 천연 가스 처리 | |
KR20070084510A (ko) | 액체 환류 스트림을 제공하기 위한 적층식 수직형열교환기를 채용하는 lng 시스템 | |
KR20070091323A (ko) | 액화천연가스 스트림의 제조 방법 및 장치 | |
JP2018013326A (ja) | リーンな天然ガス液化のための重質炭化水素除去システム | |
CN217483101U (zh) | 盘管式换热器单元 | |
RU2720732C1 (ru) | Способ и система охлаждения и разделения потока углеводородов | |
MXPA99011347A (es) | Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural | |
MXPA99011348A (es) | Proceso mejorado para licuefaccion de gas natural |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
NUG | Patent has lapsed |