CH694103A5 - Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas. - Google Patents

Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas. Download PDF

Info

Publication number
CH694103A5
CH694103A5 CH02346/99A CH234699A CH694103A5 CH 694103 A5 CH694103 A5 CH 694103A5 CH 02346/99 A CH02346/99 A CH 02346/99A CH 234699 A CH234699 A CH 234699A CH 694103 A5 CH694103 A5 CH 694103A5
Authority
CH
Switzerland
Prior art keywords
gas
flow
cooled
stream
phase
Prior art date
Application number
CH02346/99A
Other languages
English (en)
Inventor
Ronald R Bowen
Eugene R Thomas
Eric T Cole
Original Assignee
Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxonmobil Upstream Res Co filed Critical Exxonmobil Upstream Res Co
Publication of CH694103A5 publication Critical patent/CH694103A5/de

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
    • F25J3/0247—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 4 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • 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°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
    • 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
    • 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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • 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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/0095—Oxides of carbon, e.g. CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—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
    • F25J1/0203—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
    • F25J1/0208—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with 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
    • F25J1/0228—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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from 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
    • F25J1/02—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
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—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 3 carbon atoms or more
    • 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
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/01—Shape
    • F17C2201/0104—Shape cylindrical
    • F17C2201/0109—Shape cylindrical with exteriorly curved end-piece
    • 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
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/01—Shape
    • F17C2201/0128—Shape spherical or elliptical
    • 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
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/03—Orientation
    • F17C2201/035—Orientation with substantially horizontal main axis
    • 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
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/05—Size
    • F17C2201/054—Size medium (>1 m3)
    • 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
    • F17C2203/00—Vessel construction, in particular walls or details thereof
    • F17C2203/06—Materials for walls or layers thereof; Properties or structures of walls or their materials
    • F17C2203/0634—Materials for walls or layers thereof
    • F17C2203/0636—Metals
    • F17C2203/0648—Alloys or compositions of metals
    • 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
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/01—Mounting arrangements
    • F17C2205/0123—Mounting arrangements characterised by number of vessels
    • F17C2205/013—Two or more 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
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/01—Mounting arrangements
    • F17C2205/0123—Mounting arrangements characterised by number of vessels
    • F17C2205/013—Two or more vessels
    • F17C2205/0134—Two or more vessels characterised by the presence of fluid connection between 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
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/03—Fluid connections, filters, valves, closure means or other attachments
    • F17C2205/0302—Fittings, valves, filters, or components in connection with the gas storage device
    • 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
    • F17C2205/00—Vessel construction, in particular mounting arrangements, attachments or identifications means
    • F17C2205/03—Fluid connections, filters, valves, closure means or other attachments
    • F17C2205/0302—Fittings, valves, filters, or components in connection with the gas storage device
    • F17C2205/0323—Valves
    • 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
    • F17C2209/00—Vessel construction, in particular methods of manufacturing
    • F17C2209/22—Assembling processes
    • F17C2209/221—Welding
    • 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
    • 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
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, 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
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/035—High pressure (>10 bar)
    • 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
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • 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
    • 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
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/01—Improving mechanical properties or manufacturing
    • F17C2260/011—Improving strength
    • 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
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/01—Improving mechanical properties or manufacturing
    • F17C2260/012—Reducing weight
    • 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
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/031—Dealing with losses due to heat transfer
    • F17C2260/032—Avoiding freezing or defrosting
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/035—Treating the boil-off by recovery with cooling with subcooling the liquid phase
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/061—Fluid distribution for supply of supplying vehicles
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2210/04—Mixing or blending of fluids with 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
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/64—Propane or propylene
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/66—Butane or mixed butanes
    • 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
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • 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
    • F25J2230/32—Compression of the product 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
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/02—Integration in an installation for exchanging heat, e.g. for waste heat 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
    • 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)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Transportation (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Description


  



   Technisches Gebiet  



   Die Erfindung betrifft Erdgas-Verflüssigungsverfahren, und insbesondere  betrifft sie Verfahren zum Herstellen von komprimiertem, verflüssigtem  Erdgas (Engl.: pressurized liquid natural gas, PLNG) gemäss Ansprüchen  1, 13, 19 und 24.  Stand der Technik  



   Auf Grund seiner reinen Verbrenneigenschaften und der Bequemlichkeit  wurde in den zurückliegenden Jahren Erdgas allgemeiner verwendet.  Viele Erdgasquellen sind in fern liegenden Stellen angeordnet, mit  grossen Distanzen zu irgendwelchen kommerziellen Märkten für das  Gas. Manchmal steht eine Pipeline zum Transportieren des erzeugten  Erdgases zu den kommerziellen Märkten zur Verfügung. Ist ein Pipeline-Transport  nicht möglich, so wird das hergestellte Erdgas oft in verflüssigtes  Erdgas (das als LNG, liquified natural gas, bezeichnet wird) für  den Transport zum Markt verarbeitet. 



   Eines der unterscheidenden Merkmale einer LNGFabrik besteht in dem  für die Fabrik erforderlichen grossen Kapital-Investment. Die zum  Verflüssigen von Erdgas verwendete Ausrüstung ist allgemein recht  teuer. Die Verflüssigungsfabrik besteht aus mehreren Basissystemen,  einschliesslich der Gasbehandlung zum Entfernen von Verunreinigung,  der Verflüssigung, dem Kühlen, Engergieversorgungseinheiten und Speicher-  und Verladeeinrichtungen. Während die Kosten für eine LNG-Fabrik    in grossem Umfang von dem Fabrikort abhängen, kann ein typisches  übliches LNG-Projekt von 5 Milliarden US-Dollar bis zu 10 Milliarden  US-Dollar kosten, einschliesslich der Kosten für das Entwickeln des  Feldes. Die Kühlsysteme der Fabrik können bis zu 30% der Kosten verursachen.                                                   



   Bei dem Entwurf einer LNG-Fabrik sind die drei wichtigsten Aspekte  (1) die Auswahl des Verflüssigungszyklus, (2) die in den Behältern,  den Leitungen und anderen Ausrüstungsgegenständen verwendeten Materialien,  und (3) die Prozessschritte zum Umsetzen von einem zugeführten Erdgasstrom  in LNG. 



   LNG Kühlsysteme sind teuer, da zu viel Kühlung zum Verflüssigen von  Erdgas erforderlich ist. Ein typischer Erdgasstrom tritt in eine  LNG-Fabrik bei Drücken von ungefähr 4830 kPa (700 psia) bis zu ungefähr  7600 kPa (1100 psia) ein, sowie bei Temperaturen von ungefähr 20  DEG C (68 DEG F) bis zu ungefähr 40 DEG C (104 DEG F). Erdgas, das  vorwiegend aus Methan besteht, lässt sich nicht durch einfaches Erhöhen  des Drucks verflüssigen, wie bei schwereren Kohlenwasserstoffen,  die für Energiezwecke verwendet werden. Die kritische Temperatur  von Methan liegt bei -82.5 DEG C (-116.5 DEG F). Dies bedeutet, dass  sich Methan lediglich unterhalb dieser Temperatur verflüssigen lässt,  unabhängig von dem anliegenden Druck. Da Erdgas eine Mischung aus  Gasen ist, verflüssigt es sich über einen Bereich von Temperaturen.

    Die kritische Temperatur von Erdgas liegt zwischen ungefähr -85 DEG  C (-121 DEG F) und -62 DEG C (-80 DEG F). Typischerweise verflüssigen  sich Erdgasbestandteile bei Luftdruck in dem Temperaturbereich zwischen  -165 DEG C (-265 DEG F), und -155 DEG C (-247 DEG F). Da die Kühlausrüstungsgegenstände  einen derart signifikanten Teil der LNG-Ausstattungskosten darstellen,  wurden beträchtliche Anstrengungen unternommen, die Kühlkosten zu  reduzieren. 



     Obgleich viele Kühlzyklen zum Verflüssigen von Erdgas verwendet  wurden, sind heutzutage die drei am meisten verwendeten LNG-Fabriktypen:  (1) "Kaskadenzyklus", der mehrere Einfachkomponenten Kühlmittel in  Wärmetauschern verwendet, die fortschreitend angeordnet sind, zum  Reduzieren des Gases zu einer Verflüssigungstemperatur, (2) "Mehrfachkomponenten-Kühlzyklus",  der ein Mehrfachkomponenten-Kühlmittel in speziell entworfenen Wärmetauschern  verwendet, und (3) "Expander- bzw. Ausspannerzyklus", der Gas von  einem hohen Druck zu einem niedrigen Druck mit einer zugeordneten  Temperaturreduktion expandiert. Die meisten Erdgas-Verflüssigungszyklen  nützen Variationen oder Kombinationen dieser drei Grundtypen. 



   Das Expander- bzw. Ausspannsystem wird aufbauend auf dem Prinzip  betrieben, dass Gas zu einem ausgewählter Druck komprimiert werden  kann, sowie gekühlt, anschliessend über eine Expansionsturbine expandieren  kann, wodurch eine Arbeit und eine Reduzierung der Temperatur des  Gases durchgeführt wird. Es ist möglich, einen Teil des Gases bei  einem derartigen Expandieren zu verflüssigen. Das Gas niederer Temperatur  wird anschliessend einem Wärmetauscher zum Bewirken einer Verflüssigung  der Charge bzw. Zuführung unterzogen. Die durch das Expandieren erhaltene  Energie wird üblicherweise verwendet, um einen Teil der im Kühlzyklus  verwendeten Hauptkomprimierungsenergie bereitzustellen. Beispiele  für Expandierprozesse zum Herstellen von LNG sind in den US-Patenten  Nr. 3 724 226; 4 456 459; 4 698 081; sowie in WO 97/13 109 offenbart.

                                                            



   Die in üblichen LNG-Fabriken verwendeten Materialien tragen auch  zu den Kosten der Fabrik bei. Behälter, Leitungen und andere Ausrüstungsgegenstände,  die in LNG-Fabriken verwendet werden, sind typischerweise zumindest  teilweise aus Aluminium, rostfreiem Stahl oder Stahl mit hohem Nickelgehalt    konstruiert, um die erforderliche Stärke und Bruchfestigkeit bei  niedrigen Temperaturen zu gewährleisten. 



   Bei üblichen LNG-Fabriken besteht das Erfordernis, dass die nachfolgend  genannten Substanzen im Wesentlichen von der Erdgaserarbeitung entfernt  werden, bis zu einem Niveau von ppm (parts-per-million), und zwar  von Wasser, Kohlendioxid, schwefelhaltigen Bestandteilen wie Schwefelwasserstoff  und andere Sauergase, n-Pentan und schwereren Kohlenwasserstoffen,  einschliesslich Benzol. Einige dieser Komponenten gefrieren, was  zu Verstopfungsproblemen in den Prozessausrüstungsgegenständen führt.  Andere Komponenten wie diejenigen mit Schwefel, werden typischerweise  entfernt, um Verkaufsvorschriften zu erfüllen. Bei einer üblichen  LNG-Fabrik ist eine Gasbehandlungsausrüstung zum Entfernen von Kohlendioxid  und der Sauergase erforderlich.

   Die Gasbehandlungsausrüstungsgegenstände  verwenden typischerweise einen Degenerativ-Prozess mit chemischen  und/oder physikalischen Lösungsmitteln und erfordern ein signifikantes  Kapitalinvestment. Weiterhin sind die Betriebsausgaben hoch. Trockenbett-Entwässerungsmittel  - beispielsweise Molekularsiebe - sind zum Entfernen des Wasserdampfs  erforderlich. Eine Waschkolonne (Engl.: scrub column) und Fraktionierungsausrüstungsgegenstände  werden tpyischerweise zum Entfernen der Kohlenwasserstoffe verwendet,  die tendenziell zu Verstopfungsproblemen führen. Quecksilber wird  ebenso in einer üblichen LNG-Fabrik entfernt, da es Fehler bei aus  Aluminium konstruierten Ausrüstungsgegenständen bewirken kann.

   Zusätzlich  wird ein grosser Anteil des Stickstoffs, der in Erdgas vorliegen  kann, nach der Verarbeitung entfernt, da Stickstoff nicht in der  Flüssigphase während dem Transport von üblichen LNG verbleibt, und  Stickstoffdampf in LNG-Behältern bei dem Abgabepunkt nicht erwünscht  sind. 



     Demnach besteht ein fortgesetzter Bedarf in der Industrie für  einen verbesserten Prozess zum Verflüssigen von Erdgas, der den Umfang  an erforderlichen Behandlungsausrüstungsgegenständen minimiert.   Darstellung der Erfindung  



   Diese Erfindung betrifft ein Verfahren zum Verflüssigen eines zugeführten  Gasstroms, der mit Methan angereichert ist. Der zugeführte Gasstrom  weist einen Druck von ungefähr oberhalb 3100 kPa (450 psia) auf.  Ist der Druck zu niedrig, so kann das Gas zunächst komprimiert werden.  Das Gas wird durch Druckexpansion mit einer geeigneten Expansionsvorrichtung  verflüssigt, zum Erzeugen eines flüssigen Produkts mit einer Temperatur  oberhalb von ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F) und einem Druck, der  ausreicht, dass das flüssige Produkt bei oder unterhalb seiner Blasenpunkttemperatur  vorliegt. Vor dem Expandieren wird das Gas vorzugsweise durch rückgeführten  Dampf abgekühlt, der über die Expandiervorrichtung ohne Verflüssigen  geführt wird. Ein Entmischer trennt das flüssige Produkt von Gasen,  die in der Expandiervorrichtung nicht verflüssigt werden.

   Das flüssige  Produkt von dem Entmischer wird dann bei einem Speicher eingeführt,  oder es folgt ein Transport eines Produkts bei einer Temperatur oberhalb  von ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F). 



   Bei einer anderen Ausführungsform der Erfindung wird dann, wenn das  zugeführte Gas Komponenten enthält, die schwerer als Methan sind,  der vorwiegende Anteil der schwereren Kohlenwasserstoffe durch einen  Fraktionierungsprozess vor der Verflüssigung durch Druckexpansion  entfernt. 



   Bei einer zusätzlichen, weiteren Ausführungsform dieser Erfindung  lässt sich ein Verdampfungsgas, das sich aus der    Verdampfung von  verflüssigtem Erdgas ergibt, dem Gas zugeben, das zum Verflüssigen  durch die Druckexpansion zum Herstellen von komprimiertem, flüssigem  Erdgas (PLNG) zugeführt wird. 



   Das Verfahren gemäss der vorliegenden Erfindung lässt sich sowohl  für das anfängliche Verflüssigen von Erdgas bei der Zuführungsquelle  für ein Speichern oder einen Transport anwenden, oder zum erneuten  Verflüssigen von Erdgasdampf, der während dem Speichern oder dem  Abgabeverladen abgegeben wird. Demnach besteht ein technisches Problem  dieser Erfindung in der Bereitstellung eines verbesserten Verflüssigungssystems  für die Verflüssigung oder für die erneute Verflüssigung von Erdgas.  Ein anderes technisches Problem dieser Erfindung besteht in der Bereitstellung  eines verbesserten Verflüssigungssystems, bei dem im Wesentlichen  weniger Komprimierungsleistung als bei Systemen nach dem Stand der  Technik erforderlich ist.

   Ein zusätzliches, weiteres technisches  Problem der Erfindung besteht in der Bereitstellung eines verbesserten  Verflüssigungsverfahrens, das ökonomisch ist und im Betrieb einen  hohen Wirkungsgrad aufweist. Die sehr niedrige Verflüssigungstemperatur  bei dem üblichen LNG-Verfahren ist sehr teuer im Vergleich zu der  relativ milden bzw. geringen Verflüssigung, die bei der Herstellung  von PLNG in Übereinstimmung mit der Praxis dieser Erfindung erforderlich  ist.  Kurze Beschreibung der Zeichnungen  



   Die vorliegende Erfindung und deren Vorteile lassen sich besser durch  Bezug auf die folgende detaillierte Beschreibung und die angefügte  Zeichnung, die schematisch Flussdiagramme darstellender Ausführungsform  dieser Erfindung zeigen, verstehen; es zeigt:        Fig. 1   ein schematisches Flussdiagramm einer Ausführungsform dieser Erfindung  zum Erzeugen von PLNG;     Fig. 2   ein schematisches Flussdiagramm  einer zweiten Ausführungsform dieser Erfindung, bei der Erdgas durch  ein Kühlsystem mit geschlossenem Zyklus vor der Verflüssigung des  Erdgases durch Druckexpansion vorgekühlt wird;     Fig. 3 ein schematisches  Flussdiagramm einer dritten Ausführungsform dieser Erfindung, bei  der zugeführtes Erdgas vor der Verflüssigung zu PLNG fraktioniert  wird;

       Fig. 4 ein schematisches Flussdiagramm einer vierten  Ausführungsform dieser Erfindung ähnlich zu dem in Fig. 3 dargestellten  Prozess, bei dem ein Kühlsystem mit geschlossenem Zyklus und ein  Druckexpandieren zum Herstellen von PLNG verwendet wird.  



   Die in den Figuren dargestellten Flussdiagramme zeigen zahlreiche  Ausführungsformen für die praktische Umsetzung des erfindungsgemässen  Verfahrens. Die Figuren sind nicht so zu verstehen, dass sie von  dem Schutzbereich der Erfindung andere Ausführungsformen ausschliessen,  die das Ergebnis normaler und erwarteter Modifikationen dieser spezifischen  Ausführungsformen sind. Zahlreiche erforderliche Teilsysteme wie  Pumpen, Ventile, Flussströmungsmischer, Steuer- bzw. Regelsysteme  und Sensoren, sind von den Figuren für den Zweck der Einfachheit  und Klarheit der Darstellung entfernt.    Wege zur Ausführung  der Erfindung  



   Die vorliegende Erfindung betrifft ein verbessertes Verfahren zum  Verflüssigen von Erdgas durch Druckexpansion zum Herstellen eines  Methan-angereicherten flüssigen Produkts mit einer Temperatur oberhalb  von ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F), und einem Druck, der ausreicht,  damit das flüssige Produkt bei oder unterhalb seines Blasenpunkts  vorliegt. Das Produkt wird als komprimiertes flüssiges Erdgas bezeichnet.  Der Begriff "Blasenpunkt" betrifft die Temperatur und den Druck,  bei dem eine Flüssigkeit beginnt, in Gas überzugehen.

   Beispielsweise  dann, wenn ein bestimmtes Volumen von PLNG bei kons-tantem Druck  gehalten wird, jedoch die Temperatur erhöht wird, stellt die Temperatur,  bei der das Bilden von Gasblasen in dem PLNG beginnt, den Blasenpunkt  dar. Ähnlich definiert dann, wenn ein bestimmtes Volumen von PLNG  bei konstanter Temperatur gehalten wird, jedoch der Druck reduziert  wird, der Druck, bei dem sich Gas zu bilden beginnt, den Blasenpunkt.  Bei dem Blasenpunkt ist die Mischung eine gesättigte Flüssigkeit.                                                              



   Das Gasverflüssigungsverfahren gemäss der vorliegenden Erfindung  erfordert weniger Leistung/Energie zum Verflüssigen des Erdgases  als Verfahren, die in der Vergangenheit verwendet wurden, und die  im Rahmen des Verfahrens dieser Erfindung verwendeten Ausrüstungsgegenstände  lassen sich als weniger teure Materialien herstellen. Im Gegensatz  hierzu erfordern Verfahren nach dem Stand der Technik, die LNG bei  Luftdrücken und bei so niedrigen Temperaturen wie -160C (-256 DEG  F) herstellen, für einen sicheren Betrieb Verfahrensausrüstungsgegenstände,  die aus teuren Materialien hergestellt sind. 



     Die zum Verflüssigen des Erdgases in der Praxis erforderliche  Energie gemäss dieser Erfindung ist in grossem Umfang gegenüber Energieanforderungen  einer üblichen LNG-Fabrik reduziert. Die Reduzierung der erforderlichen  Kühlenergie, die für das Verfahren der vorliegenden Erfindung erforderlich  ist, ergibt eine grosse Reduzierung der Kapitalkosten, proportional  abgesenkte Betriebsausgaben und einen erhöhten Wirkungsgrad und eine  erhöhte Zuverlässigkeit, wodurch die Wirtschaftlichkeit zum Herstellen  von verflüssigtem Erdgas erheblich verbessert ist. 



   Bei den Betriebsdrücken und Temperaturen der vorliegenden Erfindung  lässt sich ein Stahl mit ungefähr 3<1>/ 2  Gew.-% Nickel für Leitungen  und Einrichtungsgegenstände in den kältesten Betriebsbereichen des  Verflüssigungsverfahrens verwenden, wohingehend in einem üblichen  LNG-Verfahren für dieselben Ausrüstungsgegenstände allgemein ein  teuerer Anteil von 9 Gew.-% Nickel oder Aluminium erforderlich ist.  Dies führt zu einer anderen signifikanten Kostenreduzierung für den  Prozess dieser Erfindung im Vergleich zu LNG-Verfahren nach dem Stand  der Technik. 



   Die erste Betrachtung bei der Cryo-Verarbeitung von Erdgas ist die  Kontamination. Das Roherdgas-Zuführmaterial, das sich für den Prozess  dieser Erfindung eignet, kann Erdgas enthalten, das von einer Rohölwanne  (zugeordnetes Gas) erhalten wird, oder von einer Gaswanne (nicht  zugeordnetes Gas). Die Zusammensetzung des Erdgases kann signifikant  variieren. Wie hier verwendet, enthält ein Erdgasstrom Methan (C  1  als Hauptkomponente. Das Erdgas enthält typischerweise auch Ethan  (C 2 ), höhere Kohlenwasserstoffe (C 3+ ) und geringe Mengen von  Verunreinigungen wie Wasser, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff, Stickstoff,  Butan, Kohlenwasserstoffe mit sechs oder mehr Kohlenstoffatomen,  Schmutz, Eisensulfid, Wachs und Rohöl. Die Flüssigkeiten dieser Verunreinigungen  verändern sich mit der Temperatur, dem Druck und der    Zusammensetzung.

    Bei Kühltemperaturen können C0 2 , Wasser und andere Verunreinigungen  Feststoffe bilden, die das Strömen in Durchgängen bei Kühlwärmetauschern  verstopfen können. Diese potenziellen Schwierigkeiten lassen sich  durch Entfernen derartiger Verunreinigungen vermeiden, wenn Bedingungen  im Hinblick auf ihren Reinanteil, Festphasen, Temperatur/Druck-Phasengrenzen  antizipiert werden. In der folgenden Beschreibung der Erfindung wird  davon ausgegangen, dass der Erdgasstrom geeignet zum Entfernen von  Sulfiden und Kohlendioxid behandelt und zum Entfernen von Wasser  getrocknet wird, unter Verwendung üblicher und allgemein bekannter  Prozesse, zum Erzeugen eines "süssen (d.h., geringer Anteil an Schwefelverbindungen),  trockenen" Erdgasstroms.

   Enthält der Erdgasstrom schwere Kohlenwasserstoffe,  die während der Verflüssigung ausfrieren könnten oder sind die schweren  Kohlenwasserstoffe in dem PLNG nicht gewünscht, so lässt sich der  schwere Kohlenwasserstoff durch einen Fraktionierungsprozess vor  dem Herstellen des PLNGs entfernen, wie nachfolgend detaillierter  beschrieben. 



   Ein Vorteil der vorliegenden Erfindung besteht darin, dass die wärmeren  Betriebstemperaturen ermöglichen, dass das Erdgas erfindungsgemäss  höhere Konzentrationsniveaus von gefrierbaren Komponenten aufweist,  als dies bei einem üblichen LNG-Prozess möglich wäre. Beispielsweise  muss bei einer üblichen LNG-Fabrik, die LNG bei -160 DEG C (-256  DEG F) herstellt, das C0 2  unterhalb ungefähr 50 ppm zum Vermeiden  von Gefrierproblemen liegen. Im Gegensatz hierzu kann durch Halten  der Verfahrenstemperaturen oberhalb von ungefähr -112 DEG C (-170  DEG F) das Erdgas CO 2  auf Niveaus so hoch wie ungefähr 1,4 Mol%  C0 2  bei Temperaturen von -112 DEG C (-170 DEG F) enthalten, sowie  ungefähr 4,2% bei -95 DEG C (-139 DEG F), ohne dass die Gefrierprobleme  bei dem Verflüssigungsprozess gemäss dieser Erfindung bewirkt werden.

                                                            



   Zusätzlich müssen mässige Mengen von Stickstoff in dem Erdgas im  Rahmen des erfindungsgemässen Verfahrens nicht entfernt    werden,  da Stickstoff in der Flüssigphase mit verflüssigten Kohlenwasserstoffen  bei den Betriebszyklen und Temperaturen gemäss dieser Erfindung bleibt.  Die Fähigkeit zum Reduzieren oder in einigen Fällen zum Weglassen  der für die Gasbehandlung und das Stickstoffabweisen erforderlichen  Ausrüstungsgegenstände dann, wenn die Zusammensetzung des Erdgases  dies ermöglicht, führt zu signifikanten technischen und wirtschaftlichen  Vorteilen. Diese und andere Vorteile der Erfindung lassen sich besser  durch Bezug auf die Zeichnung verstehen. 



   Wie in Fig. 1 gezeigt, tritt ein Erdgas-Zuführstrom 10 vorzugsweise  in dem Verflüssigungsprozess bei einem Druck oberhalb von ungefähr  3103 kPa (450 psia) ein, oder weiter bevorzugt oberhalb von ungefähr  4827 kPa (700 psia), und bevorzugt bei Temperaturen unterhalb von  ungefähr 40 DEG C (104 DEG F); jedoch können - sofern gewünscht -  unterschiedliche Drücke und Temperaturen verwendet werden, und das  System lässt sich geeignet modifizieren, nachdem den mit dem Stand  der Technik vertrauten Personen die technischen Lehren dieser Erfindung  bekannt sind. Liegt der Gasstrom 10 unterhalb von ungefähr 3103 kPa  (450 psia), so lässt er sich durch eine geeignete (nicht gezeigte)  Komprimierungsvorrichtung, die einen oder mehrere Kompressoren enthalten  kann, komprimieren. 



   Der komprimierte Zuführstrom 10 wird durch einen oder mehrere Wärmetauscher  20 abgekühlt. Der gekühlte Zuführstrom wird anschliessend durch mindestens  eine geeignete Expandiervorrichtung bzw. einen geeigneten Ausspanner  30 expandiert. Der Expander kann ein kommerzieller Typ eines Turbo-Expanders  sein, mit einer Wellenkopplung zu geeigneten Kompressoren, Pumpen  oder Generatoren, wodurch die von dem Expander extrahierte Arbeit  in verwendbare mechanische und/oder elektrische Energie umgesetzt  wird, was im Ergebnis für eine erhebliche Energieeinsparung in dem  Gesamtsystem führt. 



     Die Expandiervorrichtung 30 bewirkt ein Verflüssigen mindestens  eines Teils des Erdgasstroms 11 zum Erzeugen der Strömung 12. Die  Strömung 12 wird zu einem üblichen Phasenseparator 40 befördert,  der eine Strömung eines flüssigen Produkts 13 erzeugt, die ein PLNG  mit einer Temperatur oberhalb von ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F)  ist, und einem Druck, der ausreicht, damit das flüssige Produkt bei  oder unterhalb dem Blasenpunkt liegt. Das PLNG wird zu einem geeigneten  Speicher oder zu einer Transportvorrichtung 90 (beispielsweise einer  Pipeline, einem stationären Speichertank oder einem Träger wie ein  PLNG-Schiff, Lastwagen oder Schienenfahrzeug) geführt, für ein Einschliessen  bei einer Temperatur oberhalb von ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F).

    Damit das flüssige Produkt in der flüssigen Phase bleibt, muss die  Temperatur unterhalb der kritischen Temperatur für das Produkt liegen,  die typischerweise unterhalb von -62 DEG C (-80 DEG F) liegt. Der  Separator 40 erzeugt auch eine Dampf-Overhead-Strömung 14, die durch  den Wärmetauscher 20 geführt wird, in dem die Dampfströmung 14 den  Zuführstrom 10 kühlt. Ein Kompressor oder mehrere Kompressoren komprimieren  anschliessend die Dampfströmung 15. Die Fig. 1 stellt eine bevorzugte  Verwendung eines Kompressors 50 dar, und zwar zum erneuten Komprimieren  des rückgeführten Dampfes auf näherungsweise den Druck der ankommenden  Zuführströmung 10. Jedoch können zusätzliche Kompressoren bei der  praktischen Umsetzung dieser Erfindung verwendet werden.

   Die komprimierte  Gasströmung 16 wird durch einen Wärmetauscher 60 gekühlt, zum Wiedergewinnen  der Wärmewerte für die Verwendung anderswo, oder eine derartige Kühlung  lässt sich unter Verwendung von Luft oder Wasser erzielen. Nach Verlassen  des Wärmetauschers wird die gekühlte Dampfströmung 17 mit dem Zuführstrom  für ein Recycling kombiniert. Bei dieser Ausführungsform lässt sich  die Zuführströmung ohne das Erfordernis für ein Regelkühlsystem verflüssigen.                                                  



     Bei dem Speichern, dem Transport und der Handhabung von verflüssigtem  Erdgas kann eine beträchtliche Menge von "Verdampfen" auftreten,  mit Dampf auf Grund des Verdampfens eines verflüssigten Erdgases.  Die Erfindung eignet sich besonders gut zum Verflüssigen von Verdampfungsdampf,  der durch PLNG erzeugt wird. Wie in Fig. 1 gezeigt, lässt sich der  Verdampfungsdampf bei dem Verflüssigungsprozess über die Leitung  18 einführen, für ein Kombinieren mit der Dampfströmung 14, die -  wie oben beschrieben - rückgeführt wird. Der Druck des Verdampfungsdampfs  sollte vorzugsweise bei oder in der Nähe des Drucks der Gasströmung  14 liegen. Liegt der Verdampfungsdampf unterhalb des Drucks der Strömung  14, so lässt sich der Verdampfungsdampf durch eine übliche (in Fig.  1 nicht gezeigte) Komprimierungsvorrichtung komprimieren. 



   Ein kleiner Anteil der Dampfströmung 15 kann optional von dem Prozess  als Kraftstoff/Brennstoff (Strömung 19) entfernt werden, zum Zuführen  eines Teils der zum Treiben der Kompressoren und Pumpen im Rahmen  des Verflüssigungsprozesses erforderlichen Energie. Obgleich dieser  kleine Anteil von dem Prozess bei jedem beliebigen Punkt nach Erregung  des Separators 40 entnommen werden kann, wird der Kraftstoff vorzugsweise  von dem Prozess nach Erwärmung durch den Wärmetauscher 20 entfernt.                                                            



   Die Fig. 2 zeigt eine andere Ausführungsform des Verfahrens dieser  Erfindung, und bei dieser Ausführungsform weisen die Teile mit gleichen  Bezugszeichen wie die in Fig. 1 gezeigten Teile dieselben Verfahrensfunktionen  auf. Die mit dem Stand der Technik vertrauten Personen erkennen jedoch,  dass die Verfahrensausrüstung von einer Ausführungsform zu einer  anderen im Hinblick auf Grösse und Kapazität zum Handhaben unterschiedlicher  Fluidströmungsraten, Temperaturen und Zusammensetzungen variieren  kann. Die in Fig. 2 dargestellte Ausführungsform ist ähnlich zu der  im Zusammenhang mit Fig. 1    beschriebenen Ausführungsform mit der  Ausnahme, dass eine zusätzliche Kühlung für die Zufuhrströmung 10  durch den Wärmetauscher 70 vorgesehen ist.

   Diese in Fig. 2 gezeigte  Ausführungsform reduziert die Grösse der Rückführströmung 14, und  sie erfordert weniger Energie als die in Fig. 1 gezeigte Ausführungsform.  Das Kühlen für den Wärmetauscher 70 wird durch ein übliches Regelkühlsystem  80 erreicht. Das Kühlmittel für das Kühlsystem kann Propan, Propylen,  Ethan, Kohlendioxid oder jedes andere geeignete Kühlmittel sein. 



   Die Fig. 3 zeigt eine zusätzliche weitere Ausführungsform der vorliegenden  Erfindung. Diese Ausführungsform enthält ein System zum Entfernen  schwerer Kohlenwasserstoffe und eine aufgeteilte Strömungs-anordnung  des komprimierten Gases unmittelbar stromaufwärts der abschliessenden  Verflüssigungsschritte. Diese aufgeteilte Strömungs-anordnung kann  insgesamt die Energieanforderung im Vergleich zu der in Fig. 2 gezeigten  Ausführungsform dadurch reduzieren, dass ein grösseres Annähern in  dem Hauptverflüssigungs-Austauscher 142 zugelassen ist. Die geteilte  Strömungsanordnung ermöglicht auch eine grössere Betriebsflexibilität  bei der Handhabung variierender Mengen von Verdampfungsgas von LNG  oder PLNG Lade- und Entlade-Betriebsvorgängen.

   Wie in Fig. 3 gezeigt,  tritt die Zuführströmung 100 in den Separator 130 ein, in dem die  Strömung in zwei getrennte Strömungen aufgeteilt wird, die Dampfströmung  101 und die flüssige Strömung 102. Obgleich in Fig. 3 nicht gezeigt,  lässt sich die Zuführströmung 100 durch jedwelches geeignetes Kühlsystem  vor dem Zuführen zu dem Separator 130 kühlen. Die flüssige Strömung  102 wird zu einem üblichen Entmethaner 131 geführt. Eine Dampfströmung  101 wird über zwei oder mehr Kompressoren und Kühleinheiten zum Anheben  des Drucks der Dampfströmung 102 von dem Zuführgasdruck zu ungefähr  10343 kPa (1500 psia) geführt. Die Fig. 3 zeigt einen Zug von zwei  Kompressoren 132 und 133 zum Komprimieren des Gases und übliche Wärmetauscher  134 und 135 nach jeder Komprimierungsstufe zum Kühlen des komprimierten    Gases.

   Nachdem die Dampfströmung 102 aus dem Wärmetauscher 135  austritt, kühlt ein Aufkocher 136 dieses unter Verwendung von Flüssigkeit  von dem Entmethaner 131 weiter. Von dem Aufkocher 136 wird die gekühlte  Strömung 101 zu einem üblichen Phasenseparator 137 befördert. Eine  Dampfströmung 103 von dem Separator 137 wird durch einen üblichen  Turboexpanders 138 expandiert, wodurch der Gasströmungsdruck reduziert  wird, bevor diese in den oberen Abschnitt des Entmethaners 131 eintritt.  Der Turboexpander 138 stellt zumindest teilweise die erforderliche  Energie zum Treiben des Kompressors 132 zur Verfügung. Flüssigkeiten  von dem Separator 137 werden durch die Leitung 104 zu dem Mittenabschnitt  des Entmethaners 131 geführt. 



   Bei Zuführen von Flüssigkeit zu der Entmethanerkolonne 131 fliesst  sie nach unten unter Einwirkung der Gravitätskraft. Während ihrem  Fortschreiten gelangt die Flüssigkeit in Eingriff mit aufsteigenden  Dämpfen, die das Methan von der Flüssigkeit beim Aufwärtssteigen  abziehen. Der Abziehbetrieb erzeugt ein im Wesentlichen entmethanisiertes  flüssiges Produkt, das von der Unterseite der Entmethanerkolonne  131 als Strömung 105 entfernt wird. 



   Die aus dem Entmethaner austretende Overhead-Dampfströmung 106 wird  zu einem Wärmetauscher 139 befördert. Nach Erwärmen durch den Wärmetauscher  139 kann optional ein erster Teil der erwärmten Dampfströmung (die  Strömung 107) zum Verwenden als Kraftstoff für die Gasverflüssigungsfabrik  entnommen werden. Ein zweiter Teil der Strömung 107 wird dann über  einen Zug der Kompressoren 140 und 141 und Wärmetauscher 142 und  143 geführt, zum Erhöhen des Drucks der Dampfströmung und zum Bereitstellen  einer Kühlung nach jeder Komprimierungsstufe. Die Zahl der Komprimierungsstufen  liegt vorzugsweise in dem Bereich von 2 bis 4. Ein Teil der Strömung,  die aus dem Wärmetauscher 142 austritt, wird entnommen und als Strömung  110 zu dem Wärmetauscher 139 zum weiteren Kühlen der Strömung     110 geführt.

   Die optimale Fraktionierung der Strömung 109, die als  Strömung 110 abgetrennt wird, hängt von der Temperatur, dem Druck  und der Zusammensetzung der Strömung 109 ab. Die Optimierung lässt  sich durch mit dem Stand der Technik vertraute Personen auf der Grundlage  der hier dargelegten technischen Lehren durchführen. Nach Austreten  aus dem Wärmetauscher 139 wird die Strömung 110 zu einer Expandiervorrichtung  geführt, beispielsweise dem Turboexpander 144, der zumindest teilweise  die Strömung 110 zum Erzeugen der Strömung 111 verflüssigt. Die Strömung  111 wird anschliessend zu einem üblichen Phasendurchmischer bzw.  Separator 145 geführt.

   Der Phasenseparator 145 erzeugt PLNG (die  Strömung 121) bei einer Temperatur oberhalb von ungefähr -112 DEG  C (-170 DEG F) und einem Druck, der ausreicht, dass das flüssige  Produkt bei oder unterhalb seinem Blasenpunkt liegt. Das PLNG wird  zu einer geeigneten Speichervorrichtung 153 geführt, zum Speichern  des PLNGs bei einer Temperatur oberhalb von -112 DEG C (-170 DEG  F). Der Separator 145 erzeugt auch eine komprimierte Gasdampfströmung  115, die mit der Strömung 106 zum Recycling kombiniert wird. 



   Die Strömung 112, die die gekühlte und aus dem Wärmetauscher 143  austretende Strömung ist, wird zu einer geeigneten Expandiervorrichtung  - beispielsweise dem Turboexpander 146 - geführt, zum Reduzieren  des Drucks und zum weiteren Kühlen der Strömung 112. Der Turboexpander  146 verflüssigt zumindest teilweise die Erdgas-Strömung 112. Nach  Verlassen des Turboexpanders 146 wird die teilweise verflüssigte  Strömung zu einem Phasenseparator 147 geführt, zum Erzeugen einer  flüssigen Strömung 113 und einer Dampfströmung 114. Die Dampf-strömung  114 wird mit der Entmethaner-Overhead-Dampfströmung 106 für ein Recycling  rückgeführt und kombiniert. Die den Separator 147 verlassende flüssige  Strömung 113 wird mit der Strömung 111 kombiniert. 



     Die den Entmethaner 131 verlassende flüssige Strömung 105 wird  zu einem üblichen Kondensatstabilisator 150 geführt, der eine Overhead-Strömung  116 erzeugt, die reich an Ethan und anderen leichten Kohlenwasserstoffen  ist, vorzugsweise Methan. Die Dampf-Overhead-Strömung 116 wird durch  den Wärmetauscher 151 geführt, der den Overhead-Dampf 116 kühlt.  Ein Teil der Strömung 116 wird anschliessend als Rückführströmung  117 zu dem Kondensatstabilisator 150 rückgeführt. Der verbleibende  Teil der Strömung 116 wird über einen Kompressor 152 geführt, zum  Erhöhen des Drucks der Strömung 116 zu näherungsweise dem Druck der  Strömung 107. Nach dem Komprimieren wird die Overhead-Strömung 116  gekühlt, und das gekühlte Gas (die Strömung 118) wird mit der Strömung  107 vermischt.

   Die die Unterseite des Kondensatstabilisators 150  verlassende Flüssigkeit steht als Kondensatprodukt zur Verfügung  (als Strömung 119). 



   Das Verfahren gemäss dieser Erfindung, wie es in Fig. 3 gezeigt ist,  kann optional Verdampfungsdampf erneut verflüssigen. Verdampfungsdampf  kann bei dem in Fig. 3 dargestellten Prozess über die Leitung 120  eingeführt werden, die mit der Overhead-Dampfströmung 106 kombiniert  ist. 



   Wie in Fig. 4 gezeigt, tritt die Zuführströmung 201 in den Separator  230 ein, in dem die Strömung in zwei getrennte Strömungen abgeteilt  wird, die Dampfströmung 202 und die Flüssigkeitsströmung 203. Diese  Ausführungsform zeigt eine externe Kühlschleife zum Minimieren der  Energieanforderungen und Grösse der Prozessausrüstungsgegenstände  und des Fraktionierzugs zum Bereitstellen des Kühlzusatzes für die  Kühlschleife. Die flüssige Strömung 203 wird zu der Entmethaner-Kolonne  231 geführt. Die Dampfströmung 202 wird durch eine oder mehrere Komprimierstufen  komprimiert, bevorzugt zwei Stufen. Aus Gründen der Einfachheit zeigt  die Fig. 3 lediglich einen Kompressor 232. Nach jeder Kompressionsstufe  wird der komprimierte Dampf vorzugsweise -    wie üblich - durch  Luft oder Wasserkühler gekühlt, beispielsweise dem Kühler 234.

   Nach  dem Verlassen des Kühlers 234 wird die Gasströmung 202 durch den  Aufkocher 235 gekühlt, durch den die Entmethaner-Flüssigkeit von  der Entmethaner-Kolonne 231 fliesst. Von dem Aufkocher 235 wird die  gekühlte Strömung 202 weiter durch Wärmetauscher 236 und 237 gekühlt,  die - wie üblich - mit einem Regelkühlsystem 238 gekühlt werden,  in dem das Kühlmittel vorzugsweise Propan ist. Von den Austauschern  236 und 237 wird das gekühlte Erdgas erneut in einem üblichen Phasenseparator  238 separiert. Eine Dampfströmung 204 von dem Separator 238 wird  durch einen Turboexpander 239 expandiert, wodurch der Gasströmungsdruck  reduziert wird, bevor er in den oberen Abschnitt des Entmethaners  231 eintritt. Der Turboexpander 239 stellt bevorzugt Energie für  den Kompressor 232 zur Verfügung.

   Flüssigkeiten von dem Separator  238 werden durch die Leitung 205 zu dem Mittenabschnitt des Entmethaners  231 geführt. 



   Die den Entmethaner 231 verlassende Overhead-Dampfströmung 207 wird  zu einem Wärmetauscher 240 befördert. Ein Teil der Strömung 208,  der den Wärmetauscher 240 verlässt, kann optional entnommen werden  (Strömung 209), und zwar für die Verwendung als Kraftstoff für die  Gasverflüssigungsfabrik. Der verbleibende Teil der Strömung 208 wird  durch einen oder mehrere Kompressoren 241 auf einen Druck komprimiert,  der vorzugsweise zwischen ungefähr 5516 kPa (800 psia) und 13790  kPa (2000 psia) liegt. Das komprimierte Gas wird anschliessend über  einen Zug von Wärmetauschern 242, 243 und 244 geführt, zum Kühlen  des Gases zum Erzeugen der Strömung 210. Der Wärmetauscher 242 wird  vorzugsweise durch Luft oder Wasser gekühlt.

   Die Wärmetauscher 243  und 244 werden vorzugsweise durch das Kühlsystem 238 gekühlt, dasselbe  System, wie es für das Kühlen der Wärmetauscher 236 und 237 verwendet  wird. Ein Teil der Strömung 210 wird als Strömung 211 zu dem Wärmetauscher  240 geführt, zum Bereitstellen der Kühlleistung für das weitere Kühlen  der Dampfströmung 211. Die Strömung    211, die den Wärmetauscher  240 verlässt, wird zu einer Expandiervorrichtung geführt, beispielsweise  dem Turboexpander 245, der mindestens teilweise die Strömung 211  zum Erzeugen der Strömung 212 verflüssigt. Die Strömung 212 wird  anschliessend zu einem üblichen Phasenseparator 246 geführt. 



   Der Abschnitt der Strömung 210, der nach dem Entnehmen der Strömung  211 verbleibt, wird zu einer geeigneten Expandiervorrichtung, beispielsweise  dem Turboexpander 248, geführt, damit der Gasdruck reduziert und  die Gasströmung weiter gekühlt wird. Der Turboexpander 248 erzeugt  eine Strömung 213, die mindestens teilweise das verflüssigte Erdgas  ist. Die Strömung 213 wird zu einem üblichen Phasenseparator 249  geführt, zum Erzeugen einer flüssigen Strömung 214 und einer Dampfströmung  215. Die Strömung 215 wird rückgeführt, durch Kombinieren mit der  Overhead-Dampfströmung 207 des Entmethaners. Die flüssige Strömung  214 wird mit der Strömung 212 kombiniert und zu dem Separator 246  geführt, der das Gas in eine Dampfströmung 216 und eine Flüssigkeitsströmung  217 separiert.

   Die Dampfströmung 216 wird - wie die Dampfströmung  215 - mit der Overhead-Strömung 207 des Entmethaners für ein Recycling  kombiniert. Die flüssige Strömung 207 ist PLNG mit einer Temperatur  oberhalb von ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F), und einem Druck, der  ausreicht, dass die Flüssigkeit bei oder unterhalb ihres Blasenpunkts  liegt, und sie wird zu einem geeigneten Speicherbehälter 258 zum  Speichern bei einer Temperatur oberhalb von ungefähr -112 DEG C (-170  DEG F) gesendet. 



   Die den Entmethanisierer 231 verlassende flüssige Strömung 206 wird  zu einem Fraktionierungssystem geführt, mit einer Serie von Fraktionierungskolonnen  250, 251 und 252. Die Fraktionierungskolonne 250 ist ein üblicher  Entethaner, der eine Overhead-Strömung erzeugt, die reich an Ethan  und anderen leichten Kohlenwasserstoffen ist, und vorzugsweise    Methan. Die Dampf-Overhead-Strömung 218 wird durch den Wärmetauscher  253 zum Erwärmen der Kraftstoffströmung 209 geführt. Nach dem Führen  durch den Wärmetauscher 253 wird die Dampfströmung 218 zu einem üblichen  Phasenseparator 254 geführt, der eine Dampfströmung 220 und eine  flüssige Strömung 221 erzeugt. Die flüssige Strömung 221 wird zu  der Entethaner-Kolonne als Rückstrom rückgeführt. Die Dampfströmung  220 wird mit der Strömung 208 kombiniert. 



   Die an der Unterseite des Entethaners 250 austretenden Flüssigkeiten  werden durch den Wärmetauscher 257 gekühlt und zu dem Entpropaner  251 geführt. Der Dampf-Overhead von dem Entpropaner 251 ist frei  von Propan und kann optional als Propanzusatz für das Kühlsystem  238 verwendet werden. Die die Unterseite des Entpropaners 251 verlassenden  Flüssigkeiten werden anschliessend zu einem Entbutaner 252 geführt.  Die an der Unterseite des Entbutaners austretenden Flüssigkeiten  werden von dem Prozess als Flüssigkondensat (Strömung 222) entnommen.  Mindestens ein Teil des Dampf-Overheads von dem Entbutaner 252 wird  durch die Leitung 223 über einen Wärmetauscher 255 zum Kühlen der  Dampfströmung geführt. Die Dampfströmung 223 wird dann über einen  Kompressor 256 zum Erhöhen des Drucks der Strömung 223 zu näherungsweise  dem Druck der Strömung 208 geführt.

   Nach dem Verlassen des Kompressors  256 wird die komprimierte Strömung mit der Strömung 220 kombiniert.                                                            



   Verdampfungsdampf kann optional zu dem Verfahren der vorliegenden  Erfindung über die Leitung 224 eingeführt werden, die mit der Overhead-Dampfströmung  207 kombiniert ist.  Beispiel  



     Eine simulierte Massen- und Energiebalance wurde zum Darstellen  der in den Figuren dargestellten Ausführungsformen durchgeführt,  und die Ergebnisse sind in den Tabellen 1, 3, 4 und 5 nachfolgend  dargelegt. Die in den Tabellen dargelegten Daten werden angeboten,  um ein besseres Verständnis der in den Figuren gezeigten Ausführungsformen  zu ermöglichen, jedoch ist die Erfindung nicht so auszulegen, dass  sie unnötigerweise hierauf beschränkt ist. Die in den Tabellen angegebenen  Temperaturen und Durchsatzraten sind nicht als einschränkend für  die Erfindung anzusehen, die viele Variationen bei Temperaturen und  Durchsätzen bzw. Strömungsraten im Hinblick auf die hier gegebenen  technischen Lehren umfasst. 



   Die Daten wurden unter Verwendung eines kommerziell verfügbaren Prozesssimulationsprogramms  mit dem Namen HYSYS <TM>  erhalten, jedoch können andere kommerziell  verfügbare Prozesssimulationsprogramme zum Entwickeln der Daten verwendet  werden, einschliesslich beispielsweise HYSIM <TM> , PROII <TM> ;  und ASPEN PLUS <TM> , die den mit dem Stand der Technik Vertrauten  bekannt sind. 



   Die zum Erzeugen von PLNG in Übereinstimmung mit dieser Erfindung  erforderliche Energie bzw. Leistung ist signifikant niedriger als  die zum Erzeugen von LNG bei nahezu atmosphärischen Bedingungen und  bei einer Temperatur von -164,5 DEG C (-264 DEG F) unter Verwendung  eines Expansionsprozesses erforderliche Energie bzw. Leistung. Ein  Vergleich der Tabelle 2 mit der Tabelle 1 illustriert diesen Leistungsunterschied.  Die Tabelle 2 betont Ergebnisse einer simulierten Massen- und Energiebilanz  unter Verwendung des in Fig. 1 gezeigten Strömungsprozesses zum Herstellen  von LNG bei nahezu Luftdrücken.

   Die Ergebnisse der Tabelle 2 basieren  auf der Herstellung eines flüssigen Produkts mit nahezu Luftdruck,  und eine signifikant reduzierte Menge von Verdampfungsdampf wurde  in das Verfahren eingeführt und es    besteht die Anforderung für  eine gestufte Rückführungskomprimierung (vier Rückführkompressoren  an Stelle eines in Fig. 1 gezeigten Kompressors 50). Bei diesen zwei  Simulationen betrug die gesamte installierte Leistung, die zum Erzeugen  eines üblichen LNGs (Tabelle 2 Daten) erforderlich ist, mehr als  das Doppelte, wie sie zum Erzeugen von PLNG (Tabelle 1 Daten) erforderlich  ist. Die Verbesserungen des PLNG-Expansionsprozesses, wie sie beispielsweise  in Fig. 2 abgebildet sind, könnten auch den üblichen LNG-Prozess  verbessern.

   Jedoch würde sich das Verhältnis der installierten Leistung  für das übliche LNG und der installierten Leistung für den PLNG-Prozess  in Übereinstimmung mit der praktischen Umsetzung dieser Erfindung  nicht signifikant ändern. Der PLNG-Prozess dieser Erfindung erfordert  ungefähr die Hälfte der Leistung, wie sie bei einem üblichen Expansionsverfahren  zum Herstellen von LNG bei Luftdruck verwendet wird. 



   Die in Fig. 3 dargestellten Daten werden zum Erzielen eines besseren  Verständnisses der in Fig. 2 gezeigten Ausführungsform angeboten.  Im Vergleich mit der in Fig. 1 gezeigten Ausführungsform lassen sich  die Anforderungen für die gesamtinstallierte Leistung für die ein  Fig. 2 gezeigte Ausführungsform von 198 359 kW (266 000 PS) zu 111 857  kW (150 000 PS) reduzieren, durch Ergänzen eines Propankühlsystems.  Die mit dem Stand der Technik Vertrauten könnten ferner die erforderliche  Leistung durch Optimieren des Verfahrens reduzieren. 



   Die in Tabelle 4 dargestellten Daten werden zum Erzielen eines besseren  Verständnisses der in Fig. 3 gezeigten Ausführungsform angeboten.  Das Zuführgas in Fig. 3 und 4 weist eine unterschiedliche Zusammensetzung  sowie unterschiedliche Bedingungen als das Zuführgas nach Fig. 1  und 2 auf. 



     Die in Tabelle 5 dargestellten Daten werden zum Erzielen eines  besseren Verständnisses der in Fig. 4 gezeigten Ausführungsform angeboten.  Der Prozess zeigt erneut den Vorteil des Propankühl-Systems durch  signifikantes Absinken der erforderlichen installierten Leistung  im Vergleich zu derjenigen der in Fig. 3 gezeigten Ausführungsform.                                                            



   Eine mit dem Stand der Technik vertraute Person, insbesondere eine  mit Kenntnis der Vorteile der technischen Lehren dieses Patents,  erkennt viele Modifikationen und Variationen der oben offenbarten  spezifischen Prozesse. Beispielsweise kann eine Vielzahl von Temperaturen  und Drücken in Übereinstimmung mit der Erfindung verwendet werden,  in Abhängigkeit von dem Gesamtentwurf des Systems und der Zusammensetzung  des Zuführgases. Zudem kann der Zuführgas-Kühlzug ergänzt und umkonfiguriert  sein, in Abhängigkeit von den Gesamtentwurfs-anforderungen zum Erzielen  optimaler und wirksamer Wärmetauscheranforderungen.

   Wie oben diskutiert,  sollten die oben spezifisch offenbarten Ausführungsformen und Beispiele  nicht verwendet werden, um den Schutzbereich der vorliegenden Erfindung  zu begrenzen oder einzuschränken, der anhand der nachfolgenden Patentansprüche  und deren Äquivalente zu bestimmen ist. 



   
EMI24.1
 



   



   
EMI25.1
 



   
EMI26.1
 



   
EMI27.1
 



   
EMI28.1
 



   
EMI29.1
 



   
EMI30.1

Claims (29)

1. Verfahren zum Verflüssigen eines mit Methan angereicherten Gasstroms, enthaltend die Schritte: a) Bilden des Gasstroms (10; 100; 200) bei einem Druck von oberhalb 3103 kPa entsprechend 450 psia; b Expandieren (30; 144; 245) des Gasstroms zu einem niedrigeren Druck zum Erzeugen einer Gasphase 10 (14; 115; 216) und eines flüssigen Produkts (13; 121; 217) mit einer Temperatur von oberhalb -112 DEG C entsprechend -170 DEG F und einem Druck, der ausreicht, damit das flüssige Produkt (13; 121; 217) bei oder unterhalb seines Blasenpunkts vorliegt c) Phasentrennen (40; 145; 246) der Gasphase (14, 115; 216) des flüssigen Produkts (13; 121; 217); und d) Einführen des flüssigen Produktes bei einer Speichervorrichtung (90; 153; 258) zum Speichern bei einer Temperatur oberhalb von -112 DEG C entsprechend -170 DEG F.
2.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass er ferner das Abkühlen (70) des Gasstroms vor dem Schritt b) enthält.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass er ferner das Kühlen des Gasstroms in einem Wärmetauscher (70) enthält, der durch ein Regelkühlsystem (80) gekühlt wird.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Regelkühlsystem (80) Propan als vorherrschendes Kühlmittel aufweist.
5. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Regelkühlsystem (80) Kohlendioxid als vorherrschendes Kühlmittel aufweist.
6. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass er ferner den Schritt zum Kühlen des 35 Gasstroms durch Herstellen einer Beziehung zwischen dem Wärmetauscher und der Gasphase (14) des Schritts c) des Patentanspruchs 1 enthält, wodurch die Gasphase erwärmt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass er ferner ein Komprimieren (50) der erwärmten Gasphase (15) enthält, sowie ein Abkühlen (60) der komprimierten Gasphase und Rückführen der gekühlten, komprimierten Gasphase zu dem Gasstrom des Schritts a) des Patenanspruchs 1 für ein Recycling.
8. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass er vor dem Kühlschritt nach Patentanspruch 6 ein Kühlen des Gasstroms in einem Wärmetauscher (70) enthält, der durch ein Regelkühlsystem (80) gekühlt wird.
9. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass vor dem Verflüssigen des Gasstroms (14) ferner ein Kombinieren eines Verdampfungsgases (18), das das Ergebnis einer Verdampfung von verflüssigtem Erdgas ist, mit dem Gasstrom enthält.
10.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Gasstrom Methan und Kohlenwasserstoff-Komponenten schwerer als Methan enthält, und dass er ferner ein Entfernen (150; 250; 251; 252) des vorhersehenden Anteils der schwereren Kohlenwasserstoffe durch Fraktionierung enthält, zum Erzeugen eines Methan-angereicherten Dampfstroms und eines mit dem schwereren Kohlenwasserstoff-angereicherten Flüssigkeitsstroms, derart, dass der Dampfstrom dann durch Expandieren gemäss dem Schritt b) nach Patentanspruch 1 verflüssigt wird.
11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass er ferner ein Abkühlen (257) des Gasstroms vor der Fraktionierung des Gasstroms enthält.
12. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Verflüssigen des Gasstroms ohne Regelkühlsystem durchgeführt wird.
13.
Verfahren zum Verflüssigen eines Methan-angereichterten Gasstroms (100; 201) mit einem Druck oberhalb von 3103 kPa entsprechend 450 psia, enthaltend die Schritte: a) Phasentrennung (130; 230) des Gasstroms in einem ersten Gasstrom (101; 202) und einem ersten Flüssigkeitsstrom (102; 203); b) Führen des ersten Gasstroms (102; 203) zu einer Entmethanisiererkolonne (131; 231); c) Komprimieren (132, 133; 232) und Abkühlen (134, 135; 234) des ersten Gasstroms (101; 202), wodurch Gas und Flüssigphasen erzeugt werden; d) Phasentrennung (1237; 238) der Gas- und Flüssigkeitsphasen des Schritts c) zum Herstellen eines zweiten Gasstroms (103; 204) und eines zweiten Flüssigkeitsstroms;
e) Expandieren (138; 239) mindestens eines Teils des zweiten Gasstroms zu einem niedrigeren Druck, wodurch der zweite Gasstrom weiter abgekühlt wird; f) Zuführen des zweiten Flüssigkeitsstroms (104; 205) und des expandierten zweiten Gasstroms zu der Entmethanisiererkolonne (131; 231); g) Entfernen - von dem oberen Abschnitt der Entmethanisierkolonne - eines dritten Gasstroms (106; 207), derart, dass der dritte Gasstrom vorwiegend Methan enthält, und Führen des dritten Gasstroms durch einen Wärmetauscher (139; 240) zum Erwärmen des dritten Gasstroms (106; 207); h) Entfernen - vor dem Entmethaner (131; 231) - einer dritten Flüssigkeitsströmung (105; 206) und Führen der dritten Flüssigkeitsströmung zu einem Fraktionierungssystem (150; 250, 251, 252) mit mindestens einer Fraktionierungskolonne (150; 250) und mit mindestens einer Overhead-Dampfströmung;
i) Kombinieren der erwärmten dritten Gasströmung (107; 208) nach Schritt g) und der Overhead-Dampfströmung (116; 218) nach Schritt h) und Komprimieren (140, 141, 142) der komprimierten Strömung; j) Kühlen (142) der komprimierten Kombinationsströmung (242, 243, 244); k) Aufteilen der gekühlten kombinierten Strömung des Schritts j) in eine erste gekühlte Strömung (110; 211) und eine zweite gekühlte Strömung und Führen der ersten gekühlten Strömung (110; 211) über den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt g) zum weiteren Abkühlen der ersten gekühlten Strömung; l) Expandieren (144; 245) der ersten gekühlten Strömung (110; 211) zum Erzeugen von Gas und Flüssigphasen; m) Phasentrennen (145;
246) der Gas- und Flüssigkeitsphasen nach Schritt 1) in einem Phasenseparator, wodurch ein Methan-angereichertes verflüssigtes Erdgas bei einer Temperatur von oberhalb -112 DEG C entsprechend -170 DEG F erzeugt wird, sowie bei einem Druck, der ausreicht, dass das Methan-angereicherte verflüssigte Erdgas bei oder unterhalb seinem Blasenpunkt vorliegt; n) Expandieren (146; 248) der zweiten gekühlten Strömung nach Schritt k) zu einem niedrigen Druck, wodurch es weiter abgekühlt wird, unter Erzeugung von Gas- und Flüssigkeitsphasen; o) Phasenentmischer (147; 249) der in dem Schritt n) erzeugten Gas- und Flüssigkeitsphasen; und p) Führen der Flüssigkeitsphase (113; 214) nach Schritt o) zu dem Phasenseparator (145; 245) nach dem Schritt m).
14.
Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass er weiter das Kombinieren der Gasphase (114; 215) nach Schritt o) mit der dritten Gasströmung (106; 207) nach Schritt g) enthält, sowie das Führen der kombinierten Gasströmung über den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt g).
15. Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass er ferner das Kombinieren der Gasphase (115, 216) nach Schritt m) mit der dritten Gasströmung (106; 207) nach Schritt g) enthält, sowie das Führen der kombinierten Gasströmung durch den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt g).
16. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass das Kühlen nach Schritt j) durch indirektes Wärmetauschen mit einem Kühlmittel von einem Regelkühlsystem (238) erfolgt.
17.
Verfahren nach Anspruch 16, dadurch ge kennzeichnet, dass das Regelkühlsystem Propan als vorwiegendes Kühlmittel aufweist und das Fraktionierungssystem (250, 251, 252) nach Schritt h) eine Entpropaner-Kolonne (251) enthält, zum Erzeugen einer Propangas-angereicherten Overhead-Strömung, und ferner den Schritt zum Führen des Propan-angereichterten Strömungsgases von dem Fraktionierungssystem als Zusatzkühlmittel zu dem Regelkühlsystem (238) enthält.
18. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass der Prozess ferner einen Schritt zum Einführen eines Verdampfungsgases (120; 224), das sich aus der Verdampfung eines verflüssigten Erdgases ergibt, in die dritte Gasströmung (106; 207) nach Schritt g) enthält, sowie ein Führen der kombinierten dritten Gasströmung und des Verdampfungsgases über den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt g).
19. Verfahren zum Verflüssigen einer Methan-angereicherten Gasströmung, enthaltend die Schritte: a) Komprimieren der Gasströmung zu einem Druck grösser als 3103 kPa entsprechend 450 psia; b) Phasentrennung der Gasströmung in eine erste Gasströmung (101; 202) und eine erste Flüssigkeitsströmung (102; 203); c) Führen der ersten Flüssigkeitsströmung (102; 203) zu einer Entmenthaner-Kolonne (131; 231); d) Komprimieren (132, 133; 232) und Kühlen des ersten Gasstroms (101; 202) ohne Verwendung eines Regelkühlsystems, wodurch Gas- und Flüssigkeitsphasen erzeugt werden e) Phasentrennung (137; 238) der Gas- und Flüssigkeitsphasen nach Schritt d) zum Herstellen einer zweiten Gasströmung (103;
204) und einer zweiten Flüssigkeitsströmung (104; 205); f) Expandieren (138; 239) mindestens eines Teils der zweiten Gasströmung (103; 204) zu einem niedrigeren Druck, wodurch es weiter abgekühlt wird; g) Zuführen der zweiten Flüssigkeitsströmung (104; 205) und der expandierten zweiten Gasströmung zu einer Entmenthaner-Kolonne (131; 231); h) Entfernen - von dem oberen Gebiet der Entmenthaner-Kolonne (131; 231) - einer Dampfströmung (106; 207), derart, dass die Dampfströmung vorwiegend Methan enthält, und Führen der Dampfströmung durch einen Wärmetauscher (139; 240) zum Erwärmen der Dampfströmung (106; 207);
i) Entfernen - von der Entmethaner-Kolonne (131; 231) - einer Flüssigkeitsströmung (105; 206) und Führen der Flüssigkeitsströmung zu einem Fraktionierungssystem (150; 250, 251, 252) mit mindestens einer Fraktionierungskolonne (150; 250) und mindestens einer Overhead-Dampfströmung (116; 218);
j) Kombinieren der erwärmten Dampfströmung (107; 208) nach Schritt h) und der Overhead-Dampfströmung (116; 218) nach Schritt i) und Komprimieren (140, 141; 241) der kombinierten Strömung; k) Kühlen (142; 242, 243, 244) der komprimierten kombinierten Strömung nach Schritt j) ohne Verwendung eines Regelkühlsystems; l) Aufteilen der gekühlten komprimierten Strömung nach Schritt k) in eine erste gekühlte Strömung (110; 211) und eine zweite gekühlte Strömung und Führen der ersten gekühlten Strömung (110; 211) über den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt h) zum weiteren Abkühlen der ersten gekühlten Strömung; m) Expandieren (144; 245) der ersten gekühlten Strömung (110; 211) zum Erzeugen von Gas- und Flüssigkeitsphasen;
n) Phasentrennen der Gas- und Flüssigkeitsphasen nach Schritt (m) in einem Phasenseparator (145; 246), wodurch ein Methan-angereichertes verflüssigtes Erdgas erzeugt wird, mit einer Temperatur oberhalb von -112 DEG C entsprechend -170 DEG F und einem Druck, der ausreicht, dass das Methan-angereicherte verflüssigte Erdgas bei oder unterhalb seines Blasenpunkts vorliegt; o) Expandieren (146; 248) der zweiten gekühlten Strömung nach Schritt l) zu einem niedrigeren Druck, wodurch es weiter abgekühlt wird, zum Herstellen von Gas-und Flüssigkeitsphasen; p) Phasenentmischer (146; 249) der Gas- und Flüssigkeitsphasen, die in dem Schritt o) hergestellt werden; und q) Führen der Flüssigkeitsphase (113; 214) nach Schritt o) zu dem Phasenseparator (145; 246) nach Schritt n).
20.
Verfahren nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass der Prozess ferner das Einführen eines Verdampfungsgases (120; 224), das sich ausgehend von dem Verdampfen des verflüssigten Erdgases ergibt, in die Dampfströmung (106; 207) nach Schritt h) enthält, sowie das Führen der kombinierten Dampfströmung nach Schritt h) und des Verdampfungsgases über den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt h).
21. Verfahren nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasphase (115; 216) nach Schritt n) mit dem Dampfrest (114; 215) nach Schritt p) kombiniert wird, und die kombinierte Gasströmung über den Wärmetauscher (139; 2.40) nach Schritt h) geführt wird.
22. Verfahren nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass ein Absinken der Kühlung der Gasströmungstemperatur im Schritt d) durch Wasser oder Luft durchgeführt wird.
23.
Verfahren nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass vor dem Schritt o) der zusätzliche Schritt des Komprimierens des zweiten gekühlten Stromes des Schrittes l) zu einem höheren Druck durchgeführt wird.
24. Verfahren zum Verflüssigen eines mit Methan angereicherten Gasstromes und mit einem Druck oberhalb 3103 kPa entsprechend 450 psia, enthaltend die Schritte: a) Kühlen (70) des Gasstromes; b) Führen des Gasstromes durch einen Wärmetauscher (139; 240), um den Gasstrom zu erwärmen; c) Komprimieren (140; 241) des erwärmten Gasstromes und Nachkühlen (142; 242) des komprimierten Gasstromes;
d) Auftrennen des gekühlten, komprimierten Stromes (108; 109) nach Schritt c) in einen ersten gekühlten Strom und einen zweiten gekühlten Strom (110; 211), und Führen des ersten gekühlten Stromes durch den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt b), um den ersten gekühlten Strom weiter zu kühlen; e) Expandieren (112; 248) des ersten gekühlten Gasstromes, um eine Gasphase und eine Flüssigkeitsphase zu erzeugen;
f) Phasentrennen der Gas- und der Flüssigkeitsphase nach Schritt (b) in einem Phasenseparator (147; 249), womit eine Gasphase und ein mit Methan angereichertes verflüssigtes Gas mit einer Temperatur oberhalb -112 DEG C entsprechend -170 DEG F und einem Druck erhalten wird, dass sich das mit Methan angereicherte Gas bei oder unterhalb seinem Blasenpunkt befindet; g) Expandieren (144; 245) des zweiten gekühlten Stromes nach Schritt d) zu einem tieferen Druck, wodurch er weiter gekühlt wird, wobei eine Gas- und eine Flüssigkeitsphase erzeugt wird; h) Phasentrennen (145; 246) der Gas- und Flüssigkeitsphasen nach Schritt g); und i) Führen der Flüssigkeitsphase nach Schritt h) zum Phasenseparator (246) nach Schritt f).
25.
Verfahren nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, dass vor dem Schritt g) ein zusätzlicher Schritt des Komprimierens (140; 241) des zweiten gekühlten Stromes zu einem höheren Druck durchgeführt wird.
26. Verfahren nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, dass in das gekühlte Gas nach Schritt a) ein Verdampfungsdampf (120; 224) eingeführt wird, der sich aus der Verdampfung eines verflüssigten Erdgases ergibt, und dass der kombinierte gekühlte Dampfstrom nach Schritt a) und der Verdampfungsdampf durch den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt b) geführt werden.
27. Verfahren nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasphase nach Schritt f) mit dem gekühlten Gasstrom nach Schritt a) kombiniert wird, und der kombinierte Strom durch den Wärmetauscher nach Schritt b) geführt wird.
28.
Verfahren nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasphase nach Schritt h) mit dem gekühlten Gasstrom nach Schritt a) kombiniert wird, und der kombinierte Strom durch den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt b) geführt wird.
29. Verfahren nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, dass die Gasphase nach Schritt f) und die Gasphase nach Schritt h) mit dem gekühlten Gasstrom nach Schritt o) kombiniert werden und der kombinierte Strom durch den Wärmetauscher (139; 240) nach Schritt b) geführt wird.
CH02346/99A 1997-06-20 1998-06-18 Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas. CH694103A5 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5028097P 1997-06-20 1997-06-20
US7961298P 1998-03-27 1998-03-27

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CH694103A5 true CH694103A5 (de) 2004-07-15

Family

ID=26728101

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CH02346/99A CH694103A5 (de) 1997-06-20 1998-06-18 Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas.

Country Status (41)

Country Link
US (1) US6023942A (de)
EP (1) EP1021689A4 (de)
JP (1) JP4548867B2 (de)
KR (1) KR100338879B1 (de)
CN (1) CN1126928C (de)
AR (1) AR015909A1 (de)
AT (1) AT413598B (de)
AU (1) AU739054B2 (de)
BG (1) BG63953B1 (de)
BR (1) BR9810201A (de)
CA (1) CA2292708C (de)
CH (1) CH694103A5 (de)
CO (1) CO5040206A1 (de)
CZ (1) CZ299027B6 (de)
DE (1) DE19882481C2 (de)
DK (1) DK174634B1 (de)
DZ (1) DZ2535A1 (de)
ES (1) ES2197720B1 (de)
FI (1) FI19992703L (de)
GB (1) GB2344640B (de)
GE (1) GEP20022743B (de)
HU (1) HU222764B1 (de)
ID (1) ID24334A (de)
IL (1) IL133334A (de)
MY (1) MY112364A (de)
NO (1) NO312167B1 (de)
NZ (1) NZ502042A (de)
OA (1) OA11267A (de)
PE (1) PE44099A1 (de)
PL (1) PL189830B1 (de)
RO (1) RO118331B1 (de)
RU (4) RU2211876C2 (de)
SE (1) SE521594C2 (de)
SK (1) SK178099A3 (de)
TN (1) TNSN98096A1 (de)
TR (1) TR199903169T2 (de)
TW (1) TW366411B (de)
UA (1) UA57085C2 (de)
WO (1) WO1998059205A2 (de)
YU (1) YU67999A (de)
ZA (2) ZA985334B (de)

Families Citing this family (193)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
MY117068A (en) * 1998-10-23 2004-04-30 Exxon Production Research Co Reliquefaction of pressurized boil-off from pressurized liquid natural gas
TW446800B (en) 1998-12-18 2001-07-21 Exxon Production Research Co Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
US6237347B1 (en) 1999-03-31 2001-05-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers
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
US6367286B1 (en) * 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
FR2818365B1 (fr) * 2000-12-18 2003-02-07 Technip Cie Procede de refrigeration d'un gaz liquefie, gaz obtenus par ce procede, et installation mettant en oeuvre celui-ci
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
DE10119761A1 (de) * 2001-04-23 2002-10-24 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung von Erdgas
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
JP2004536176A (ja) 2001-06-29 2004-12-02 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法
US6560988B2 (en) 2001-07-20 2003-05-13 Exxonmobil Upstream Research Company Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
GB0120272D0 (en) * 2001-08-21 2001-10-10 Gasconsult Ltd Improved process for liquefaction of natural gases
EP1459023B1 (de) * 2001-12-18 2014-07-23 Fluor Corporation Kombinierte rückgewinnung von wasserstoff und kohlenwasserstoffflüssigkeiten aus wasserstoffenthaltenden gasen
US6564578B1 (en) 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
US6743829B2 (en) 2002-01-18 2004-06-01 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6672104B2 (en) * 2002-03-28 2004-01-06 Exxonmobil Upstream Research Company Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
WO2004076946A2 (en) * 2003-02-25 2004-09-10 Ortloff Engineers, Ltd Hydrocarbon gas processing
US6889523B2 (en) * 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6722157B1 (en) * 2003-03-20 2004-04-20 Conocophillips Company Non-volatile natural gas liquefaction system
US20040244279A1 (en) * 2003-03-27 2004-12-09 Briscoe Michael D. Fuel compositions comprising natural gas and dimethyl ether and methods for preparation of the same
US7168265B2 (en) * 2003-03-27 2007-01-30 Bp Corporation North America Inc. Integrated processing of natural gas into liquid products
US6662589B1 (en) 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
UA78460C2 (en) * 2003-06-13 2007-03-15 Kawasaki Heavy Ind Ltd Electric power supply system
US7357003B2 (en) 2003-07-24 2008-04-15 Toyo Engineering Corporation Process and apparatus for separation of hydrocarbons
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
JP4599362B2 (ja) * 2003-10-30 2010-12-15 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン 自在ｎｇｌプロセスおよび方法
DE102004005305A1 (de) * 2004-02-03 2005-08-11 Linde Ag Verfahren zum Rückverflüssigen eines Gases
US7225636B2 (en) * 2004-04-01 2007-06-05 Mustang Engineering Lp Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas
US20050204625A1 (en) * 2004-03-22 2005-09-22 Briscoe Michael D Fuel compositions comprising natural gas and synthetic hydrocarbons and methods for preparation of same
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
US7866184B2 (en) * 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
US20050279132A1 (en) * 2004-06-16 2005-12-22 Eaton Anthony P LNG system with enhanced turboexpander configuration
EP1782008A4 (de) * 2004-06-18 2018-06-20 Exxonmobil Upstream Research Company Lng-anlagen mit skalierbarer kapazität
CA2566820C (en) * 2004-07-01 2009-08-11 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
PE20060219A1 (es) * 2004-07-12 2006-05-03 Shell Int Research Tratamiento de gas natural licuado
KR101259192B1 (ko) * 2004-08-06 2013-04-29 비피 코포레이션 노쓰 아메리카 인코포레이티드 천연 가스 액화 공정
CN103059899A (zh) * 2005-03-16 2013-04-24 弗尔科有限责任公司 用于生产合成烃化合物的系统、方法及组合物
WO2006108820A1 (en) * 2005-04-12 2006-10-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a natural gas stream
US20060260330A1 (en) 2005-05-19 2006-11-23 Rosetta Martin J Air vaporizor
US20070157663A1 (en) * 2005-07-07 2007-07-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction
DK1910732T3 (da) * 2005-07-08 2020-06-15 Seaone Holdings Llc Fremgangsmåde til bulktransport og lagring af gas i et flydende medium
JP5139292B2 (ja) * 2005-08-09 2013-02-06 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 Ｌｎｇのための天然ガス液化方法
CN100392052C (zh) * 2005-09-27 2008-06-04 华南理工大学 一种用于燃气调峰和轻烃回收的天然气液化方法
DE102006013686B3 (de) * 2006-03-22 2007-10-11 Technikum Corporation Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas
KR20080108138A (ko) * 2006-03-24 2008-12-11 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 탄화수소 스트림을 액화시키는 방법 및 장치
RU2423654C2 (ru) * 2006-04-12 2011-07-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и установка для сжижения потока природного газа
WO2008066570A2 (en) * 2006-06-02 2008-06-05 Ortloff Engineers, Ltd Liquefied natural gas processing
CA2662803C (en) 2006-06-27 2012-09-18 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery methods and configurations
JP5200932B2 (ja) * 2006-07-13 2013-06-05 新日鐵住金株式会社 ベンド管及びその製造方法
AU2007310940B2 (en) * 2006-10-23 2010-11-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams
AU2007310937B2 (en) * 2006-10-23 2010-09-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for controlling the turndown of a compressor for a gaseous hydrocarbon stream
US8142648B2 (en) * 2006-10-26 2012-03-27 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of RVP control for C5+ condensates
WO2008058926A2 (en) * 2006-11-14 2008-05-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
RU2368692C2 (ru) * 2006-12-20 2009-09-27 Ниппон Стил Корпорейшн Сталь, обладающая отличной ударной вязкостью в зоне термического влияния нагрева при сварке
EP1939564A1 (de) * 2006-12-26 2008-07-02 Repsol Ypf S.A. Verfahren zur Gewinnung von Flüssigerdgas
KR100804965B1 (ko) * 2007-01-17 2008-02-20 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 추진 장치 및 방법
US8590340B2 (en) * 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US20080190352A1 (en) * 2007-02-12 2008-08-14 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Lng tank ship and operation thereof
CA2682308A1 (en) * 2007-04-04 2008-10-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for separating one or more c2+ hydrocarbons from a mixed phase hydrocarbon stream
US8650906B2 (en) * 2007-04-25 2014-02-18 Black & Veatch Corporation System and method for recovering and liquefying boil-off gas
KR20080097141A (ko) * 2007-04-30 2008-11-04 대우조선해양 주식회사 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법
US8616021B2 (en) * 2007-05-03 2013-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
US20080277398A1 (en) * 2007-05-09 2008-11-13 Conocophillips Company Seam-welded 36% ni-fe alloy structures and methods of making and using same
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
KR100839771B1 (ko) * 2007-05-31 2008-06-20 대우조선해양 주식회사 해상 구조물에 구비되는 질소 생산장치 및 상기 질소생산장치를 이용한 해상 구조물에서의 질소 생산방법
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US8555672B2 (en) * 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US8020406B2 (en) 2007-11-05 2011-09-20 David Vandor Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas
CA2674197C (en) 2007-12-07 2014-06-10 Nippon Steel Corporation Steel plate superior in ctod properties of weld heat-affected zone and method of production of same
CA2708154A1 (en) * 2007-12-07 2009-06-11 Dresser-Rand Company Compressor system and method for gas liquefaction system
US7644676B2 (en) * 2008-02-11 2010-01-12 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Storage tank containing liquefied natural gas with butane
US9243842B2 (en) * 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
KR100929095B1 (ko) 2008-04-07 2009-11-30 현대중공업 주식회사 연료가스 공급과 액화 천연가스 생산이 동시에 가능한 액화천연가스 생산 장치
US8534094B2 (en) 2008-04-09 2013-09-17 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
KR20090107805A (ko) * 2008-04-10 2009-10-14 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
GB2459484B (en) * 2008-04-23 2012-05-16 Statoilhydro Asa Dual nitrogen expansion process
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US20090301108A1 (en) * 2008-06-05 2009-12-10 Alstom Technology Ltd Multi-refrigerant cooling system with provisions for adjustment of refrigerant composition
US10780955B2 (en) * 2008-06-20 2020-09-22 Seaone Holdings, Llc Comprehensive system for the storage and transportation of natural gas in a light hydrocarbon liquid medium
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
GB2462125B (en) * 2008-07-25 2012-04-04 Dps Bristol Holdings Ltd Production of liquefied natural gas
WO2010013848A1 (ja) * 2008-07-31 2010-02-04 Ｊｆｅスチール株式会社 低温靭性に優れた厚肉高張力熱延鋼板およびその製造方法
FR2936784B1 (fr) * 2008-10-08 2010-10-08 Gaztransp Et Technigaz Cuve a membrane ondulee renforcee
US20100122542A1 (en) * 2008-11-17 2010-05-20 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and apparatus for adjusting heating value of natural gas
US20100139317A1 (en) * 2008-12-05 2010-06-10 Francois Chantant Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 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
KR101160790B1 (ko) 2009-05-19 2012-06-27 신닛뽄세이테쯔 카부시키카이샤 용접용 강재 및 그 제조 방법
TWI365915B (en) 2009-05-21 2012-06-11 Nippon Steel Corp Steel for welded structure and producing method thereof
DE102009038458A1 (de) * 2009-08-21 2011-02-24 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus Erdgas
ES2355467B1 (es) * 2009-09-11 2012-02-03 Repsol Ypf, S.A. Proceso y sistema para obtener gas natural licuado.
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
CA2788713C (en) 2010-02-04 2014-12-09 Nippon Steel Corporation High-strength welded steel pipe and method for producing the same
AU2011219783B2 (en) * 2010-02-26 2015-06-04 Statoil Petroleum As Method for turndown of a liquefied natural gas (LNG) plant
US10113127B2 (en) 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
IT1400370B1 (it) * 2010-05-31 2013-05-31 Nuova Pignone S R L Metodo e dispositivo per recuperare gas naturali liquefatti ngl
MY160789A (en) 2010-06-03 2017-03-15 Ortloff Engineers Ltd Hydrocarbon gas processing
US9829244B2 (en) 2010-07-29 2017-11-28 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for small scale LNG production
CA2723641A1 (en) * 2010-11-23 2012-05-23 W. Claire Energy Corporation Method and apparatus for compresssing rich natural gas
CA2819128C (en) 2010-12-01 2018-11-13 Black & Veatch Corporation Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant
KR101106089B1 (ko) * 2011-03-11 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 방법
US9403242B2 (en) 2011-03-24 2016-08-02 Nippon Steel & Sumitomo Metal Corporation Steel for welding
AU2012294927B2 (en) * 2011-08-09 2017-01-12 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
AP2014007424A0 (en) * 2011-08-10 2014-02-28 Conocophillips Co Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system
CN103031168B (zh) * 2011-09-30 2014-10-15 新地能源工程技术有限公司 从富含甲烷的混合气体中生产液化天然气的脱水脱重烃工艺
WO2013083156A1 (en) 2011-12-05 2013-06-13 Blue Wave Co S.A. Scavenging system
CA2763081C (en) 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
US10139157B2 (en) 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
RU2547855C2 (ru) * 2012-03-19 2015-04-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) Способ утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа и система для его осуществления
CA2772479C (en) * 2012-03-21 2020-01-07 1304342 Alberta Ltd. Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
CA2787746C (en) 2012-08-27 2019-08-13 Mackenzie Millar Method of producing and distributing liquid natural gas
KR101386543B1 (ko) * 2012-10-24 2014-04-18 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 1304342 Alberta Ltd. A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
US20140366577A1 (en) * 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
KR101640765B1 (ko) 2013-06-26 2016-07-19 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
RU2584628C2 (ru) * 2014-04-23 2016-05-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Способ подготовки к транспортированию смеси сжиженных углеводородов по магистральным трубопроводам в охлажденном состоянии
US9675925B2 (en) 2014-07-25 2017-06-13 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system having a valve assembly and swing adsorption processes related thereto
US10288347B2 (en) 2014-08-15 2019-05-14 1304338 Alberta Ltd. Method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
US9598648B2 (en) 2014-10-31 2017-03-21 Chevron U.S.A. Inc. Process, method, and system for removing heavy metals from fluids
SG11201702212VA (en) 2014-11-11 2017-05-30 Exxonmobil Upstream Res Co High capacity structures and monoliths via paste imprinting
SG11201703809RA (en) 2014-12-10 2017-06-29 Exxonmobil Res & Eng Co Adsorbent-incorporated polymer fibers in packed bed and fabric contactors, and methods and devices using same
RU2666849C1 (ru) 2014-12-23 2018-09-12 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Структурированный слой адсорбента, способы его получения и его применение
RU2577904C1 (ru) * 2015-03-03 2016-03-20 Владимир Иванович Савичев Способ транспортировки газа в сжиженном состоянии
LT3274640T (lt) 2015-03-23 2024-11-25 Cool Science Inc. Pramoninių ir angiavandenilinių dujų skystinimas
SG11201707065PA (en) 2015-05-15 2017-11-29 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
AU2016265109B2 (en) 2015-05-15 2019-03-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto comprising mid-bed purge systems
RU2599654C1 (ru) * 2015-06-10 2016-10-10 Открытое акционерное общество "Магнитогорский металлургический комбинат" Способ производства высокопрочной листовой стали
KR101714676B1 (ko) * 2015-06-16 2017-03-09 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
KR101714678B1 (ko) * 2015-06-23 2017-03-09 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
KR102315026B1 (ko) * 2015-06-26 2021-10-20 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
GB2539955A (en) * 2015-07-03 2017-01-04 Frederick Skinner Geoffrey Process for producing liquefied natural gas
US10220345B2 (en) 2015-09-02 2019-03-05 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
US10124286B2 (en) 2015-09-02 2018-11-13 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
CA2997628C (en) 2015-09-16 2022-10-25 1304342 Alberta Ltd. A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng)
CA3001336A1 (en) 2015-10-27 2017-05-04 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto having a plurality of valves
CN108348836B (zh) 2015-10-27 2021-01-26 埃克森美孚上游研究公司 具有多个阀门的变化吸附方法相关的设备和系统
AU2016346798B2 (en) 2015-10-27 2019-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto having actively-controlled feed poppet valves and passively controlled product valves
KR20180083911A (ko) 2015-11-16 2018-07-23 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 흡착재 및 이산화탄소의 흡착 방법
US20170198966A1 (en) * 2016-01-11 2017-07-13 GE Oil & Gas, Inc. Reducing refrigeration duty on a refrigeration unit in a gas processing system
EP3429727B1 (de) 2016-03-18 2025-02-12 ExxonMobil Technology and Engineering Company Vorrichtung und verfahren für wechseladsorptionsprozesse
CA3025615A1 (en) 2016-05-31 2017-12-07 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
BR112018074420A2 (pt) 2016-05-31 2019-03-06 Exxonmobil Upstream Research Company aparelho e sistema para processos de adsorção por variação
US11112173B2 (en) 2016-07-01 2021-09-07 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for small scale LNG production
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
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10434458B2 (en) 2016-08-31 2019-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
CA3033235C (en) 2016-09-01 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Swing adsorption processes for removing water using 3a zeolite structures
US10605522B2 (en) * 2016-09-01 2020-03-31 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for LNG liquefaction
FR3055923B1 (fr) * 2016-09-09 2022-05-20 Eric Bernard Dupont Systeme mecanique de production d'energie mecanique a partir d'azote liquide et procede correspondant
US10328382B2 (en) 2016-09-29 2019-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for testing swing adsorption processes
US10710053B2 (en) 2016-12-21 2020-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Self-supporting structures having active materials
US10549230B2 (en) 2016-12-21 2020-02-04 Exxonmobil Upstream Research Company Self-supporting structures having active materials
FR3061278B1 (fr) * 2016-12-22 2019-08-16 Engie Dispositif et procede de liquefaction d'un gaz naturel et navire comportant un tel dispositif
FR3061276B1 (fr) * 2016-12-22 2020-01-10 Engie Dispositif et procede de liquefaction d'un gaz naturel et navire comportant un tel dispositif
CA3052034A1 (en) * 2017-01-31 2018-08-09 Nearshore Natural Gas, Llc Compressed natural gas storage and transportation system
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
CN108167649A (zh) * 2018-01-23 2018-06-15 深圳市燃气集团股份有限公司 一种应用于天然气压力能发电过程的温压平衡装置
US11331620B2 (en) 2018-01-24 2022-05-17 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
US11413567B2 (en) 2018-02-28 2022-08-16 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
EP3803241B1 (de) * 2018-06-07 2022-09-28 ExxonMobil Upstream Research Company Vorbehandlung und vorkühlung von erdgas durch hochdruckkompression und -expansion
SG11202101054SA (en) * 2018-08-22 2021-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Primary loop start-up method for a high pressure expander process
US11318410B2 (en) 2018-12-21 2022-05-03 Exxonmobil Upstream Research Company Flow modulation systems, apparatus, and methods for cyclical swing adsorption
WO2020222932A1 (en) 2019-04-30 2020-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Rapid cycle adsorbent bed
RU2715805C1 (ru) * 2019-05-16 2020-03-03 Юрий Васильевич Белоусов Комплекс сжижения природного газа с модулем удаления инертов (варианты)
EP3980483A4 (de) * 2019-06-05 2023-06-21 ConocoPhillips Company Zweistufige entfernung von schweren bestandteilen in der lng-verarbeitung
US12050054B2 (en) * 2019-09-19 2024-07-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment, pre-cooling, and condensate recovery of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021055021A1 (en) * 2019-09-19 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US11806639B2 (en) 2019-09-19 2023-11-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021071755A1 (en) 2019-10-07 2021-04-15 Exxonmobil Upstream Research Company Adsorption processes and systems utilizing step lift control of hydraulically actuated poppet valves
EP4045173A1 (de) 2019-10-16 2022-08-24 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Verfahren zur entwässerung mit kationischem zeolith rho
WO2021076881A1 (en) * 2019-10-17 2021-04-22 Conocophillips Company Standalone high-pressure heavies removal unit for lng processing
EP4162217A1 (de) 2020-06-03 2023-04-12 Chart Energy & Chemicals, Inc. System und verfahren zur entfernung von komponenten eines gasstroms
CN111828834A (zh) * 2020-07-29 2020-10-27 中海石油气电集团有限责任公司 一种lng接收站bog处理系统及方法
FR3116109B1 (fr) * 2020-11-10 2022-11-18 Technip France Procédé d’extraction d’éthane dans un courant de gaz naturel de départ et installation correspondante
EP4460631A4 (de) * 2022-01-07 2025-12-24 Integrated Cryogenic Solutions Llc Minimierung des recyclingflusses im pumpbetrieb
WO2025191184A1 (en) * 2024-03-15 2025-09-18 Macaw Energies Limited Transportable micro-scale liquid natural gas (lng) liquefaction plant and method

Family Cites Families (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE530808A (de) * 1954-05-10
US2795937A (en) * 1955-03-31 1957-06-18 Phillips Petroleum Co Process and apparatus for storage or transportation of volatile liquids
US3232725A (en) * 1962-07-25 1966-02-01 Vehoc Corp Method of storing natural gas for transport
US3298805A (en) * 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
DE1626325B1 (de) * 1964-11-03 1969-10-23 Linde Ag Verfahren und Einrichtung zum Verfluessigen von tiefsiedenden Gasen
US3349571A (en) * 1966-01-14 1967-10-31 Chemical Construction Corp Removal of carbon dioxide from synthesis gas using spearated products to cool external refrigeration cycle
US3433026A (en) * 1966-11-07 1969-03-18 Judson S Swearingen Staged isenthalpic-isentropic expansion of gas from a pressurized liquefied state to a terminal storage state
US3477509A (en) * 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
US3677019A (en) * 1969-08-01 1972-07-18 Union Carbide Corp Gas liquefaction process and apparatus
US3690114A (en) * 1969-11-17 1972-09-12 Judson S Swearingen Refrigeration process for use in liquefication of gases
US3735600A (en) * 1970-05-11 1973-05-29 Gulf Research Development Co Apparatus and process for liquefaction of natural gases
US3724226A (en) * 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
CH570296A5 (de) * 1972-05-27 1975-12-15 Sulzer Ag
US4147525A (en) * 1976-06-08 1979-04-03 Bradley Robert A Process for liquefaction of natural gas
US4157904A (en) * 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
DE2852078A1 (de) * 1978-12-01 1980-06-12 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zum abkuehlen 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
JPS5822872A (ja) * 1981-07-31 1983-02-10 東洋エンジニアリング株式会社 天燃ガス中のｌｐｇ回収方法
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
US4456459A (en) * 1983-01-07 1984-06-26 Mobil Oil Corporation Arrangement and method for the production of liquid natural gas
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
GB8418840D0 (en) * 1984-07-24 1984-08-30 Boc Group Plc Gas refrigeration
US4698081A (en) * 1986-04-01 1987-10-06 Mcdermott International, Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents utilizing a fractionator
US4687499A (en) * 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4778497A (en) * 1987-06-02 1988-10-18 Union Carbide Corporation Process to produce liquid cryogen
US5036671A (en) * 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
FI922191A7 (fi) * 1992-05-14 1993-11-15 Kvaerner Masa Yards Oy Sfaerisk lng-tank och dess framstaellningsfoerfarande
JPH06159928A (ja) * 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
FR2714722B1 (fr) * 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5473900A (en) * 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US5531866A (en) * 1994-12-06 1996-07-02 Gas Research Institute Water and organic constituent separator system and method
US5545269A (en) * 1994-12-06 1996-08-13 Exxon Research And Engineering Company Method for producing ultra high strength, secondary hardening steels with superior toughness and weldability
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
CA2186476C (en) * 1995-01-26 2001-01-16 Hiroshi Tamehiro Weldable high strength steel having excellent low temperature toughness
US5755895A (en) * 1995-02-03 1998-05-26 Nippon Steel Corporation High strength line pipe steel having low yield ratio and excellent in low temperature toughness
RU2053432C1 (ru) * 1995-06-22 1996-01-27 Николай Павлович Селиванов Способ строительства газопроводов и/или газоконденсатопроводов, их инженерного обустройства и комплекса объектов по добыче и транспортировке газа и способ эксплуатации и/или ремонта, и/или реконструкции, и/или восстановления газопроводов, и/или газоконденсатопроводов и их инженерного обустройства
MY117899A (en) * 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
MY113525A (en) * 1995-10-05 2002-03-30 Bhp Petroleum Pty Ltd Liquefaction process
DE19609489A1 (de) * 1996-03-11 1997-09-18 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung eines tiefsiedenden Gases
US5669234A (en) * 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US5755114A (en) * 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
US5836173A (en) * 1997-05-01 1998-11-17 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquid

Also Published As

Publication number Publication date
GB2344640A (en) 2000-06-14
EP1021689A4 (de) 2002-11-20
SE521594C2 (sv) 2003-11-18
HU222764B1 (hu) 2003-10-28
GB2344640B (en) 2001-06-27
KR20010014038A (ko) 2001-02-26
CO5040206A1 (es) 2001-05-29
FI19992703A7 (fi) 2000-02-17
DK199901813A (da) 1999-12-17
HUP0003115A2 (hu) 2001-01-29
RU2205337C2 (ru) 2003-05-27
EP1021689A2 (de) 2000-07-26
WO1998059205A3 (en) 1999-03-18
PE44099A1 (es) 1999-05-24
CA2292708C (en) 2005-04-12
RU2211877C2 (ru) 2003-09-10
SE9904529D0 (sv) 1999-12-13
ID24334A (id) 2000-07-13
TW366411B (en) 1999-08-11
UA57085C2 (uk) 2003-06-16
BR9810201A (pt) 2000-09-12
RO118331B1 (ro) 2003-04-30
AU739054B2 (en) 2001-10-04
CZ299027B6 (cs) 2008-04-09
GEP20022743B (en) 2002-07-25
ATA907798A (de) 2005-08-15
DE19882481T1 (de) 2000-09-07
DE19882481C2 (de) 2003-03-20
WO1998059205A2 (en) 1998-12-30
AT413598B (de) 2006-04-15
FI19992703L (fi) 2000-02-17
US6023942A (en) 2000-02-15
CN1126928C (zh) 2003-11-05
CA2292708A1 (en) 1998-12-30
AU8152598A (en) 1999-01-04
BG104000A (bg) 2000-12-29
RU2205246C2 (ru) 2003-05-27
NZ502042A (en) 2000-09-29
PL337852A1 (en) 2000-09-11
NO996276L (no) 2000-02-11
DZ2535A1 (fr) 2003-01-08
CZ9904556A3 (cs) 2001-04-11
OA11267A (en) 2003-07-30
JP4548867B2 (ja) 2010-09-22
IL133334A0 (en) 2001-04-30
NO996276D0 (no) 1999-12-17
ES2197720A1 (es) 2004-01-01
GB9930050D0 (en) 2000-02-09
PL189830B1 (pl) 2005-09-30
DK174634B1 (da) 2003-07-28
AR015909A1 (es) 2001-05-30
SE9904529L (sv) 1999-12-13
ES2197720B1 (es) 2005-03-01
NO312167B1 (no) 2002-04-02
JP2002508054A (ja) 2002-03-12
ZA985331B (en) 1999-12-20
CN1261429A (zh) 2000-07-26
IL133334A (en) 2003-06-24
HUP0003115A3 (en) 2001-02-28
RU2211876C2 (ru) 2003-09-10
KR100338879B1 (ko) 2002-05-30
YU67999A (sh) 2001-05-28
TR199903169T2 (xx) 2000-04-21
MY112364A (en) 2001-05-31
TNSN98096A1 (fr) 2000-12-29
BG63953B1 (bg) 2003-07-31
ZA985334B (en) 2000-01-12
SK178099A3 (en) 2000-11-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE19882481C2 (de) Verbesserter Prozess zum verflüssigen von Erdgas
AT413601B (de) Verbesserter kaskadenkühlungsprozess zur verflüssigung von erdgas
CH694135A5 (de) Multikomponenten-Kühlungsverfahren zur Verflüssigung von Erdgas.
AT413600B (de) Verfahren zur verflüssigung eines erdgasstroms, enthaltend mindestens eine einfrierbare komponente
DE69920147T2 (de) Erdgasverflüssigung mit Hilfe zweier Kühlmittelgemischkreisläufe
DE69527351T2 (de) Verflüssigungsverfahren
RU2215952C2 (ru) Способ разделения потока многокомпонентного исходного материала под давлением путем использования дистилляции
DE69826459T2 (de) Trennverfahren für Kohlenwasserstoffbestandteile
DE69618736T2 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung und Behandlung von Erdgas
DE112007003171T5 (de) System und Verfahren zur Herstellung von Flüssigerdgas
US3213631A (en) Separated from a gas mixture on a refrigeration medium
DE1122560B (de) Verfahren zur Zerlegung eines aus Methan und schwerer siedenden Kohlenwasserstoffen bestehenden Naturgases
DE1123684B (de) Verfahren zum Verfluessigen von Erdgas
OA10959A (en) Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US3595782A (en) Method for separating crabon dioxide from hydrocarbons
DE2820212A1 (de) Verfahren zum verfluessigen von erdgas
DE1501695A1 (de) Verfahren zur Verfluessigung eines fluechtigen Gases
JP5210302B2 (ja) 炭化水素流の処理方法及び処理装置
US8080701B2 (en) Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
EP0711967A2 (de) Verfahren zum Verflüssigen einer unter Druck stehenden kohlenwasserstoffreichen Fraktion
DE102020130946B4 (de) Kryogenes Verfahren zur Wertstoffgewinnung aus einem wasserstoffreichen Einsatzgas
DE19707475A1 (de) Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
DE102006021620B4 (de) Vorbehandlung eines zu verflüssigenden Erdgasstromes
DE19540142C1 (de) Verfahren zum Verflüssigen oder Teilverflüssigen von unter Druck stehenden Gasen oder Gasgemischen
DE102014008770B9 (de) Xenon-Gewinnung aus methanhaltigen Gasen

Legal Events

Date Code Title Description
PFA Name/firm changed

Owner name: EXXONMOBIL UPSTREAM RESEARCH COMPANY

Free format text: EXXON PRODUCTION RESEARCH COMPANY#3120 BUFFALO SPEEDWAY, P.O. BOX 2189#HOUSTON, TX 77252-2189 (US) -TRANSFER TO- EXXONMOBIL UPSTREAM RESEARCH COMPANY#3120 BUFFALO SPEEDWAY, P.O. BOX 2189#HOUSTON, TX 77252-2189 (US)

PL Patent ceased