[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

RU2009145096A - Способ и устройство для сжижения углеводородного потока - Google Patents

Способ и устройство для сжижения углеводородного потока Download PDF

Info

Publication number
RU2009145096A
RU2009145096A RU2009145096/06A RU2009145096A RU2009145096A RU 2009145096 A RU2009145096 A RU 2009145096A RU 2009145096/06 A RU2009145096/06 A RU 2009145096/06A RU 2009145096 A RU2009145096 A RU 2009145096A RU 2009145096 A RU2009145096 A RU 2009145096A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
section
hydrocarbon stream
ppm
treated hydrocarbon
treated
Prior art date
Application number
RU2009145096/06A
Other languages
English (en)
Inventor
АКЕН Михил Гейсберт ВАН (NL)
АКЕН Михил Гейсберт ВАН
ДОНГЕН Маркус Йоханнес Антониус ВАН (NL)
Донген Маркус Йоханнес Антониус Ван
Петер Мари ПАУЛУС (NL)
Петер Мари ПАУЛУС
Йохан Ян Баренд ПЕК (NL)
Йохан Ян Баренд ПЕК
Давид Бертил РУНБАЛК (NL)
Давид Бертил РУНБАЛК
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL)
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL), Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL)
Publication of RU2009145096A publication Critical patent/RU2009145096A/ru

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
    • 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
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F25J1/0278—Unit being stationary, e.g. on floating barge or fixed platform
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/12—Particular process parameters like pressure, temperature, ratios
    • 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
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

1. Способ сжижения углеводородного потока, такого как природный газ, который включает следующие стадии: ! (a) подача углеводородного потока на первый участок, причем первый участок расположен на берегу; ! (b) обработка углеводородного потока на первом участке, в результате чего получают обработанный углеводородный поток; ! (c) транспортирование обработанного углеводородного потока по трубопроводу на расстояние, по меньшей мере, 2 км ко второму участку, причем второй участок расположен вне берега; ! (d) сжижение обработанного углеводородного потока на втором участке, в результате чего получают сжиженный углеводородный продукт при атмосферном давлении. ! 2. Способ по п.1, в котором обработка на стадии (b) включает, по крайней мере, удаление СO2, преимущественно таким образом, чтобы обработанный углеводородный поток содержал менее 500 ч/млн СО2, более предпочтительно менее 200 ч/млн CO2, еще более предпочтительно менее 50 ч/млн СO2. ! 3. Способ по п.2, в котором удаление CO2 проводится на втором участке. ! 4. Способ по п.1, в котором обработка на стадии (b) включает, по крайней мере, удаление Н2O преимущественно таким образом, чтобы обработанный углеводородный поток содержал менее 100 ч/млн Н2О, более предпочтительно менее 10 ч/млн Н2О, еще более предпочтительно менее 1 ч/млн Н2О. ! 5. Способ по п.1, в котором обработанный углеводородный поток перед его транспортированием на стадии (с) сжимают предпочтительно до давления выше 50 бар, более предпочтительно выше 60 бар, еще более предпочтительно выше 70 бар. ! 6. Способ по п.5, в котором обработанный углеводородный поток транспортируют в состоянии, которое значительно выше критической точки. ! 7. Способ по �

Claims (19)

1. Способ сжижения углеводородного потока, такого как природный газ, который включает следующие стадии:
(a) подача углеводородного потока на первый участок, причем первый участок расположен на берегу;
(b) обработка углеводородного потока на первом участке, в результате чего получают обработанный углеводородный поток;
(c) транспортирование обработанного углеводородного потока по трубопроводу на расстояние, по меньшей мере, 2 км ко второму участку, причем второй участок расположен вне берега;
(d) сжижение обработанного углеводородного потока на втором участке, в результате чего получают сжиженный углеводородный продукт при атмосферном давлении.
2. Способ по п.1, в котором обработка на стадии (b) включает, по крайней мере, удаление СO2, преимущественно таким образом, чтобы обработанный углеводородный поток содержал менее 500 ч/млн СО2, более предпочтительно менее 200 ч/млн CO2, еще более предпочтительно менее 50 ч/млн СO2.
3. Способ по п.2, в котором удаление CO2 проводится на втором участке.
4. Способ по п.1, в котором обработка на стадии (b) включает, по крайней мере, удаление Н2O преимущественно таким образом, чтобы обработанный углеводородный поток содержал менее 100 ч/млн Н2О, более предпочтительно менее 10 ч/млн Н2О, еще более предпочтительно менее 1 ч/млн Н2О.
5. Способ по п.1, в котором обработанный углеводородный поток перед его транспортированием на стадии (с) сжимают предпочтительно до давления выше 50 бар, более предпочтительно выше 60 бар, еще более предпочтительно выше 70 бар.
6. Способ по п.5, в котором обработанный углеводородный поток транспортируют в состоянии, которое значительно выше критической точки.
7. Способ по п.1, в котором обработанный углеводородный поток транспортируют в состоянии, которое значительно выше критической точки.
8. Способ по п.1, в котором углеводородный поток при транспортировании охлаждается в результате теплообмена с окружающей средой.
9. Способ по п.8, в котором углеводородный поток охлаждается до температуры <10°С, предпочтительно до <0°С, более предпочтительно до <-10°С, перед тем как он достигнет второго участка.
10. Способ по п.1, в котором сжиженный углеводородный продукт транспортируют и повторно превращают в газ.
11. Способ по п.9, в котором используют хладагент для сжижения обработанного углеводородного потока, который производится на участке, отличном от второго участка, и затем транспортируют на второй участок.
12. Способ по п.1, в котором на стадии (d) используют хладагент, который производится на участке, отличном от второго участка, и подают на второй участок по трубопроводу.
13. Устройство для осуществления способа сжижения углеводородного потока по пп.1-12, такого как поток природного газа, которое включает, по меньшей мере:
- одну или более обрабатывающих установок на первом участке для получения обработанного углеводородного потока, причем первый участок расположен на берегу;
- по меньшей мере, одну установку сжижения на втором участке для производства сжиженного углеводородного продукта при атмосферном давлении, причем второй участок расположен вне берега;
- трубопровод для транспортирования обработанного углеводородного потока на второй участок на расстояние, по меньшей мере, 2 км.
14. Устройство по п.13, в котором одна из обрабатывающих установок на первом участке предназначена для удаления СO2.
15. Устройство по п.14, в котором из обработанного углеводородного потока удаление СO2 на втором участке не производится.
16. Устройство по п.13, в котором одна из обрабатывающих установок на первом участке предназначена для удаления Н2О.
17. Устройство по п.13, которое включает также компрессор для сжатия обработанного углеводородного потока на первом участке до давления, выше 40 бар, предпочтительно выше 50 бар, более предпочтительно выше 60 бар.
18. Устройство по п.13, в котором трубопровод в существенной степени не термоизолирован.
19. Устройство по любому из пп.13-18, которое содержит один или более трубопроводов, по которым хладагенты подают на второй участок, которые были произведены на участках, отличных от второго участка.
RU2009145096/06A 2006-07-13 2007-07-09 Способ и устройство для сжижения углеводородного потока RU2009145096A (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06117142 2006-07-13
EP06117142.7 2006-07-13

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2009145096A true RU2009145096A (ru) 2011-06-10

Family

ID=37678890

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009145096/06A RU2009145096A (ru) 2006-07-13 2007-07-09 Способ и устройство для сжижения углеводородного потока

Country Status (10)

Country Link
US (2) US20100000251A1 (ru)
EP (2) EP2047194A2 (ru)
JP (2) JP2009542881A (ru)
KR (2) KR20090028829A (ru)
CN (1) CN101490490A (ru)
AU (2) AU2007274367B2 (ru)
BR (1) BRPI0713628A2 (ru)
NO (1) NO20090697L (ru)
RU (1) RU2009145096A (ru)
WO (2) WO2008006788A2 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2928719A1 (fr) * 2008-03-11 2009-09-18 Total Sa Sa Procede segmente de production de gaz naturel liquefie.
US8876960B2 (en) * 2009-09-16 2014-11-04 Chevron U.S.A Inc. Method and system for transporting and processing sour fluids
US8454727B2 (en) 2010-05-28 2013-06-04 Uop Llc Treatment of natural gas feeds
US8388732B2 (en) 2010-06-25 2013-03-05 Uop Llc Integrated membrane and adsorption system for carbon dioxide removal from natural gas
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
US20120047942A1 (en) * 2010-08-30 2012-03-01 Chevron U.S.A. Inc. METHOD, SYSTEM, AND PRODUCTION AND STORAGE FACILITY FOR OFFSHORE LPG and LNG PROCESSING OF ASSOCIATED GASES
EP2439255A1 (en) * 2010-10-05 2012-04-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for producing a contaminant-depleted gas stream
WO2013171856A1 (ja) * 2012-05-16 2013-11-21 石油資源開発株式会社 天然ガスの処理方法及び処理装置
EP2749830A1 (en) 2012-12-27 2014-07-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for the manufacture of conditioned ethane and an apparatus therefor
AU2014251176B2 (en) * 2013-04-12 2016-10-27 Excelerate Liquefaction Solutions, Llc Systems and methods for floating dockside liquefaction of natural gas
US20150033792A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 General Electric Company System and integrated process for liquid natural gas production
KR102372754B1 (ko) * 2015-05-15 2022-03-10 대우조선해양 주식회사 천연가스의 이산화탄소 제거 방법
US10072889B2 (en) * 2015-06-24 2018-09-11 General Electric Company Liquefaction system using a turboexpander
US11009291B2 (en) * 2018-06-28 2021-05-18 Global Lng Services As Method for air cooled, large scale, floating LNG production with liquefaction gas as only refrigerant

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3498077A (en) * 1968-02-26 1970-03-03 Us Navy Atmospheric water recovery method and means
US4025321A (en) * 1975-09-30 1977-05-24 Union Carbide Corporation Purification of natural gas streams containing oxygen
DE2616594C2 (de) * 1976-04-14 1981-10-29 Mannesmann AG, 4000 Düsseldorf Verfahren und Anlage zum Rohrleitungstransport von Erdgas durch arktische Gebiete
GB2106623B (en) * 1981-06-19 1984-11-07 British Gas Corp Liquifaction and storage of gas
NO161941C (no) * 1987-06-25 1991-04-30 Kvaerner Eng Fremgangsmaate ved og anlegg for transport av hydrokarboner over lang avstand fra en hydrokarbonkilde til havs.
DE4223160C2 (de) * 1992-07-10 1998-02-12 Mannesmann Ag Verfahren und Anlage zur Verdichtung von Gas
US5325673A (en) * 1993-02-23 1994-07-05 The M. W. Kellogg Company Natural gas liquefaction pretreatment process
AUPM485694A0 (en) * 1994-04-05 1994-04-28 Bhp Petroleum Pty. Ltd. Liquefaction process
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
NO179986C (no) * 1994-12-08 1997-01-22 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
JP3626796B2 (ja) * 1995-10-03 2005-03-09 三菱重工業株式会社 高圧天然ガス中の高濃度炭酸ガスを除去する方法
MY113525A (en) * 1995-10-05 2002-03-30 Bhp Petroleum Pty Ltd Liquefaction process
TW396254B (en) * 1997-06-20 2000-07-01 Exxon Production Research Co Pipeline distribution network systems for transportation of liquefied natural gas
MY115506A (en) * 1998-10-23 2003-06-30 Exxon Production Research Co Refrigeration process for liquefaction of natural gas.
US6460721B2 (en) * 1999-03-23 2002-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for producing and storing pressurized liquefied natural gas
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
US6584781B2 (en) * 2000-09-05 2003-07-01 Enersea Transport, Llc Methods and apparatus for compressed gas
FR2814378B1 (fr) * 2000-09-26 2002-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des gaz acides
MY129091A (en) * 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
AU2002361406B2 (en) * 2001-12-14 2007-11-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Floating hydrocarbon treating plant
FR2841330B1 (fr) * 2002-06-21 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Liquefaction de gaz naturel avec recyclage de gaz naturel
US6694774B1 (en) * 2003-02-04 2004-02-24 Praxair Technology, Inc. Gas liquefaction method using natural gas and mixed gas refrigeration
US7360367B2 (en) * 2004-07-18 2008-04-22 Wood Group Advanced Parts Manufacture Apparatus for cryogenic fluids having floating liquefaction unit and floating regasification unit connected by shuttle vessel, and cryogenic fluid methods
WO2005090152A1 (en) * 2004-03-23 2005-09-29 Single Buoy Moorings Inc. Field development with centralised power generation unit
WO2006052392A2 (en) * 2004-11-05 2006-05-18 Exxonmobil Upstream Research Company Lng transportation vessel and method for transporting hydrocarbons
US7223298B2 (en) * 2005-03-17 2007-05-29 Pgr Filters, L.L.C. Filter assembly for pipelines
WO2007064209A1 (en) * 2005-12-01 2007-06-07 Single Buoy Moorings Inc. Hydrocarbon liquefaction system and method

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0713628A2 (pt) 2012-10-23
EP2047194A2 (en) 2009-04-15
US20100000251A1 (en) 2010-01-07
EP2041506A2 (en) 2009-04-01
JP2009542881A (ja) 2009-12-03
NO20090697L (no) 2009-02-12
AU2007274331A1 (en) 2008-01-17
WO2008006788A3 (en) 2008-10-30
AU2007274367B2 (en) 2010-07-29
WO2008006842A3 (en) 2008-11-27
JP2009542882A (ja) 2009-12-03
KR20090028829A (ko) 2009-03-19
WO2008006842A2 (en) 2008-01-17
CN101490490A (zh) 2009-07-22
KR20090028651A (ko) 2009-03-18
AU2007274367A1 (en) 2008-01-17
US20090205365A1 (en) 2009-08-20
WO2008006788A2 (en) 2008-01-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009145096A (ru) Способ и устройство для сжижения углеводородного потока
US9016088B2 (en) System and method for producing LNG from contaminated gas streams
TWI608206B (zh) 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
MX2009002896A (es) Aparato para la licuefaccion de gas y metodos relacionados con el mismo.
BR0215515A (pt) Aparelho para a liquefação de gás natural e métodos relacionados ao mesmo
EP2344821B1 (fr) Procédé de production de courants d&#39;azote liquide et gazeux, d&#39;un courant gazeux riche en hélium et d&#39;un courant d&#39;hydrocarbures déazoté et installation associée
JP2015061994A (ja) 天然ガス液化方法
RU2005106870A (ru) Способ сжижения прородного газа с повышенным удалением азота
WO2008064038A3 (en) Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same
TW201713909A (zh) 一倂移除溫室氣體之液化天然氣的生產系統和方法
MY136573A (en) Lng production in cryogenic natural gas processing plants
AR000083A1 (es) Un proceso para licuar una corriente de gas natural y aparato de aplicación en dicho proceso.
WO2007110331A1 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
RU2019101462A (ru) Способ сжижения природного газа и извлечения из него жидкостей, которые могут в нем находиться, включающий два полузамкнутых холодильных цикла для природного газа и замкнутый холодильный цикл для газа-хладагента
GB2288868A (en) Liquefaction of natural gas by expansion and refrigeration
WO2009007439A2 (en) Method and apparatus for liquefying a gaseous hydrocarbon stream
KR20090105919A (ko) 액화 천연가스의 제조 방법 및 시스템
RU2010122953A (ru) Способ и устройство для охлаждения и сжижения потока углеводородов
RU2010107257A (ru) Способ и устройство для охлаждения газообразного углеводородного потока
WO2007138067A2 (en) Method for treating a hydrocarbon stream
RU2016101068A (ru) Единый каскадный процесс испарения и извлечения остатка сжиженного природного газа в применении, связанном с плавучими резервуарами
DK178397B1 (da) Fremgangsmåde og apparat til afkøling af en carbonhydridstrøm
US10995910B2 (en) Process for expansion and storage of a flow of liquefied natural gas from a natural gas liquefaction plant, and associated plant
WO2011151549A1 (fr) Procede et appareil de production de dioxyde de carbone liquide
CN108474613B (zh) 用于液化天然气和氮气的方法

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20111019