OSMR®    

 
    Liquefaction Process 
 
  for 
 
   LNG Projects 
   

 
● Low Cost ● Highly Efficient ● 
● Lower Emissions ● Simple & Reliable ● 
 

 
   
                                LNG Limited
1001 McKinney, Suite 600 Level 1, 10 Ord Street
HOUSTON, TX USA 77002  WEST PERTH, Australia 6005 
Ph: +1 (713) 815‐6900  Ph: +61 (8) 9366 3700 
Fx: +1 (713) 815‐6905  Fx: +61 (8) 9366 3799 

                                             www.LNGlimited.com.au
   
  
 
CONTENTS 
 

● INTRODUCTION  ............................................................................................................ 3 
● CURRENT LIQUEFACTION TECHNOLOGIES  ................................................................... 4 
● OSMR® EFFICIENCY  ...................................................................................................... 5 
● THE USE OF PROVEN TECHNOLOGY IN OSMR®  ........................................................... 6 
● WHY IS AMMONIA USED IN THE OSMR® PROCESS?  .................................................... 8 
● MODULAR CONSTRUCTION FOR OSMR®  ................................................................... 10 
● OSMR® LIQUEFACTION PROCESS DESCRIPTION  ........................................................ 11 
● INDEPENDENT THIRD PARTY REVIEWS OF OSMR®  .................................................... 15 
● OSMR® PATENT OVERVIEW  ....................................................................................... 16 
● SUMMARY  .................................................................................................................. 16 

2 

Optimized Single Mixed Refrigerant (OSMR®) Process 
for  
LNG Projects 
 

● INTRODUCTION ●  
OSMR® is an innovative, simple, low cost, highly efficient, environmentally friendly, robust and low risk 
technology that has the potential to benefit future LNG projects.  The OSMR® process combines several 
well‐proven,  existing  technologies  into  one  integrated  system.    Integration  of  these  proven,  primary 
technologies comprise the core liquefaction process resulting in a plant with a market‐leading capital cost, 
and  a  considerably  more  efficient  design  arrangement  that  generates  lower  emissions  and  improved 
project economics.  The simplicity of OSMR® technology results in a reliable LNG plant that is relatively 
simple to design, construct, operate and maintain.  

The plant capacity of OSMR® currently targets single LNG train capacities of 2 million tonnes per annum 
(mtpa); however, it is scalable with single LNG train capacities from 0.5 mtpa to 4 mtpa or more.  Thus, 
multiple LNG trains can combine to produce plants of 10+ mtpa capacity.  LNG capacity increases with 
new module train additions as available feed gas grows. The required plot space is less than that needed 
for  traditional  LNG  plants  and  the  execution  strategy,  using  standard  equipment  and  modular 
construction, reduces construction cost and schedules.   

3 

 
● CURRENT LIQUEFACTION TECHNOLOGIES ● 
A number of liquefaction technologies are available for use in LNG projects worldwide:   

 Primary Base Load Technologies 
o APCI C3‐MR Process 
o Conoco Phillips Optimized Cascade Process 
 
 Other Base Load Technologies 
o Shell Dual Mixed Refrigerant Process 
o APCI AP‐X Process 
o Linde Dual Mixed Refrigerant Process 
 
 Small Processes (base load, peak shavers, transportation fuels) 
o Black & Veatch’s PRICO Process 
o Single Mixed Refrigerant (SMR) processes 
o Nitrogen Processes 
 
 OSMR® by LNG Limited  
o An optimized approach for a maturing industry 
 
Currently, three LNG projects are proposing to utilize OSMR® technology: 
 Magnolia LNG Project, in Lake Charles, Louisiana, USA; 
 Bear Head LNG Project, in Nova Scotia, Canada; and 
 Gladstone LNG Project ‐ Fisherman’s Landing, in Gladstone, Queensland, Australia. 
 

4 

 
● OSMR® EFFICIENCY ● 
The above LNG projects utilising OSMR® technology have a train design capacity of approximately 2 mtpa 
each.  The 2 mtpa LNG trains are configured in a 2 in 1 parallel design in which there are two identical cold 
box  exchangers,  chilled  by  an  independent  closed  loop  mixed  refrigerant  (MR).  Each  MR  loop  has  a 
dedicated gas turbine drive. The train capacity can vary depending on the type and number of gas turbines.  

The two parallel MR circuits within each LNG train provide a turndown capability of approximately 40% of 
design capacity.  This design feature gives tollers and the plant operators maximum flexibility to operate 
the LNG trains over a wide range of LNG demand.  Plant reliability improves as the LNG train can continue 
to operate at 50% capacity when one MR circuit has tripped or is out for planned maintenance.   

Ambient air temperature directly affects LNG production in traditional LNG plants.  The higher the ambient 
conditions, the lower the gas turbine power and therefore the lower the LNG production.  Consistent gas 
turbine power over a range of ambient conditions results from pre‐chilling the air to the gas turbines.  
Inlet air chilling, core to the OSMR® process, is common in gas turbine power stations.  

The OSMR® technology aims to maximize the energy efficiency of the LNG trains.  Ammonia pre‐cooling 
of the MR ahead of the cold box increases plant capacity further.  The impact of ammonia pre‐cooling on 
plant capacity and the fact that it consumes little additional fuel is fundamental to the overall OSMR® 
energy balance.  A combined cycle steam system using the gas turbine waste heat largely powers the 
ammonia pre‐cooling system.  Ammonia pre‐cooling increases the LNG plant capacity without increasing 
the size and cost of the major components of the liquefaction plant – the cold box, gas turbine and MR 
compressor.   

These  two  simple  enhancements  of  cooling  gas  turbine  inlet  air  and  pre‐cooling  the  MR  are  major 
contributors towards the reduction in plant cost per unit of LNG produced. 

The following charts detail efficiencies of the OSMR® process relative to the baseline SMR process without 
the optimized features. 

 
5 

 
● THE USE OF PROVEN TECHNOLOGY IN OSMR® ● 
An OSMR® liquefaction train uses a low equipment count and a simple configuration.  Further, equipment 
used  does  not  require  any  significant  unique  specifications  and  is  therefore  readily  available  in  the 
marketplace  from  multiple  vendors,  reducing  long‐lead  times  and  allowing  for  healthy  competition 
throughout the procurement process.  

The following components, applied and proven in LNG and other industries, comprise the core liquefaction 
process: 

 The single mixed refrigerant (SMR) liquefaction process is at the heart of the OSMR® process, using 
proven cold box heat exchangers; 
 Use of ammonia as a pre‐cooling refrigerant, having superior refrigeration properties to propane, 
allows for smaller condensers, exchangers and general plant size; 
 Gas turbine waste heat steam generation (combined cycle process providing motive power to the 
ammonia refrigeration system); 
 A  closed  loop  ammonia  refrigeration  circuit,  driven  by  steam  recovered  from  waste  heat 
mentioned above, pre‐cools the MR and directly cools inlet air to the gas turbines; 
 Highly‐efficient and reliable aero‐derivative gas turbines used for mechanical drive; and 
 Inlet air chilling to the turbines to ensure a consistent power output and avoiding significant power 
loss at high ambient conditions. 

Integration of these components in the OSMR® process generates performance improvements.  

6 

 
The OSMR® patent includes an innovative boil‐off gas (BOG) handling system, in which the BOG is lightly 
compressed and then reliquefied by passing it through the cold box and then into the liquid methane 
separator.    Flash  gas  separation  allows  liquid  methane  delivery  to  the  LNG  storage  tank  via  the  LNG 
rundown line.  The remaining lean vapor phase flash gas from the liquid methane separator, containing a 
high proportion of nitrogen and some methane, provides lean LP fuel gas in the Waste Heat Recovery & 
Steam  plant’s  auxiliary  boiler.    This  overall  system  enables  recovery  and  re‐liquefaction  of  the  low 
temperature BOG while minimizing compression losses more commonly seen in other designs. 

Complementing  the  OSMR®  process  design  is  the  use  of  a  modular  construction  approach  (described 
elsewhere  herein),  that  allows  repeatability  with  respect  to  the  OSMR®  liquefaction  trains,  further 
improving economics.  Use of a modular fabrication approach translates into inherently safer construction 
sites and reduced on‐site labor, providing a high degree of quality and schedule control.   

The improved efficiency and simplicity of the OSMR® process optimizes the capital and operating cost of 
the LNG plant, which is an essential component in enabling development of any LNG project.  OSMR® 
technology aligns with the necessities of LNG production while sustaining targets relating to economics, 
environment, operation, and safety.  

The  following  chart  illustrates  the  component  capital  cost  savings  from  applying  the  OSMR®  process 
design and modular construction approach relative to conventional LNG plant design (~ US$1,000/tonne).  

7 

 
● WHY IS AMMONIA USED IN THE OSMR® PROCESS? ● 
The selection of ammonia as the pre‐cooling refrigerant is a significant element of the OSMR® process. 
Ammonia  is  a  commonly  used,  environmentally  friendly,  and  efficient  industrial  refrigerant  that  is 
naturally occurring.  It has a life cycle in the atmosphere of less than one week and, therefore, has a global 
warming potential (GWP) of zero and an ozone depletion potential (ODP) of zero. 
 

When  compared  to  propane,  the  use  of  ammonia  in  refrigeration  cycles  demonstrates  superior 
thermodynamic qualities resulting in greater efficiency and therefore reduced emissions from the power 
generation required for refrigeration.  Compared to propane, ammonia is 20% more efficient – that is, the 
same refrigeration duty can be delivered from 20% less energy. 

Ammonia’s superior thermodynamic qualities make it the primary refrigerant across many applications 
and industries including the International Space Station, cold storage, food and drink processing, wineries, 
and ice skating rinks. 

Early LNG liquefaction plants initially constructed in remote corners of the world where high infrastructure 
development costs, complex supply logistics, and abundant supply of virtually free natural gas feedstock 
from  dedicated  project  hydrocarbon  resources  drove  process  configurations.    Energy  efficiency,  while 
certainly  considered,  was  not  a  primary  element  in  these  LNG  installations.    Propane  was  universally 
selected as the pre‐cooling refrigerant since, in all of these early facilities, the propane could be readily 
extracted from the feedstock gas, eliminating the need to rely on challenging logistics chains to support 
this element of operations.  As LNG project development grew worldwide, there was a tendency to reuse 
familiar liquefaction technologies consistent with those early LNG facilities. 

With  the  migration  of  the  LNG  industry  to  more  developed  locations,  the  situation  has  evolved.    The 
nearby presence of industrial and petrochemical industry brings multiple refrigerant options into play. 

8 

 
Logistics issues and the remote nature of facilities are no longer necessarily major design challenges.  Plant 
efficiencies become more important, both economically (feedstock gas purchases from national supply 
grids rather than supplied from dedicated hydrocarbon resources) and environmentally, with an increased 
focus on the continued impact of greenhouse gas emissions on the global environment.  Optimizing LNG 
plant design and efficiency can now take account of competing refrigerant options.  In doing so, ammonia, 
with its superior thermodynamic qualities, becomes the preferred refrigerant for pre‐cooling within the 
OSMR® liquefaction process. 

In comparison to propane, anhydrous ammonia vapor is toxic in relatively low concentrations.  Despite 
this important consideration, ammonia has the following superior characteristics: 
 Ammonia is not readily flammable – in most situations, ammonia can be considered effectively 
non‐flammable; 
 Ammonia is not readily explosive; 
 Ammonia has a molecular weight of 17.0, it is generally lighter than air, so it tends to rise and 
naturally dissipate.  High volumetric air flow from the air coolers within OSMR® trains assists in the 
dissipation of any ammonia vapor; 
 Ammonia releases can be readily detectable at relatively low concentrations; and 
 Importantly,  mitigation  of  ammonia  release  exposure  is  reliable  and  effective  through  simple 
application of automated detection systems, automatically isolatable sections, and water sprays 
due to ammonia’s high affinity to, and solubility in, water. 
   

9 

 
● MODULAR CONSTRUCTION FOR OSMR® ●
The simplistic OSMR® design and configuration allows each LNG train to be broken down into five main 
process modules.  Offsite fabrication of the modules in a fabrication yard, with transport to the project 
site  via  ocean‐going  barge  or  other  transportation  method,  represents  the  construction  base  case 
approach.  A fabrication yard approach is inherently safer and reduces on‐site labor whilst providing a high 
degree of quality and schedule control during module construction.  The modular construction approach 
allows repeatability with respect to the OSMR® liquefaction trains further improving economics.  

 
Delivery of the process modules to the site in a pre‐determined sequence allows sequenced assembly of 
the LNG train.  A Material Offloading Facility (MOF) and a heavy haul road enable transfer of the modules 
from the barge to final position, using self‐propelled modular transporters (SPMT’s). 

Modules in final position 
for completed LNG train 
  

10 

 
● OSMR® LIQUEFACTION PROCESS DESCRIPTION ● 
Pre‐treatment:  Feed gas routes from the Gas Gate Station to each LNG train and initially passes through 
an inlet filter coalescer to separate any liquids/solids to prevent foaming in the acid gas removal unit.  
Removal of acid gases (CO2 and H2S) using a proprietary amine solution occurs in an absorber column.  
Removal  of  CO2  to  approximately  50ppm  avoids  freezing  in  the  downstream  liquefaction  unit.    An 
ammonia refrigeration system pre‐cools the water saturated sweet gas, which passes through a knockout 
separator to remove bulk water from the gas.  The condensed water, along with trace amounts of amine, 
are recycled to the amine system as make‐up water.   

The dehydration plant dries inlet gas to remove water down to < 0.1ppm.  The dehydration plant includes 
three molecular sieve vessels.  Two vessels are in adsorption mode while the third vessel regenerates at 
full  system  pressure  using  a  side  stream  of  dry  gas.    High‐pressure  (HP)  steam  or  fuel  gas  heats  the 
regeneration gas, representing a primary source of HP fuel gas. 

 
Depending upon the design of the dehydration unit, the gas recycled back to the process will be minimized 
or even eliminated.  The dry gas stream makes‐up any shortfall in fuel gas.                  

11 

 
A  mercury  removal  unit,  provided  after  the  molecular  sieve  dust  filters,  ensures  removal  of  any  trace 
mercury in the gas prior to entering the liquefaction unit.  A treated gas filter downstream of the mercury 
removal unit is also in place to capture any loose dust particles from the mercury removal unit. 

Heavy Hydrocarbon Removal Plant: The final pre‐treatment unit involves removal of heavy hydrocarbons 
such  as  pentanes  and  benzene.    Benzene  must  be  removed  down  to  <1ppmV  to  avoid  freezing  in  the 
liquefaction  plant.  The  heavy  hydrocarbon  removal  plant  design  is  very  dependent  upon  a  detailed 
analysis of the range of components in the feed gas.  Coal seam gas feeds contain no heavy hydrocarbons 
and  therefore  no  unit  is  required.    Careful  consideration  of  the  range  of  possible  heavy  hydrocarbon 
contaminants occurs for locations using pipeline specification gas.  The design may include turbo expander 
as well as a scrub column.  The auxiliary steam boiler burns any resultant liquids, which alternately may 
be exported 

Ammonia  Refrigeration  Plant:    The  ammonia  refrigeration  is  used  to  pre‐cool  the  dry  feed  gas  to 
approximately 18F (‐8°C) prior to entering the liquefaction plant.  The ammonia system is a one or two 
stage closed loop refrigeration cycle, utilizing two parallel steam turbine driven compressors powered by 
steam from the waste heat recovery plant (described later).  The ammonia refrigeration improves the 
output and efficiency of the SMR process.  It also provides stable operation of the plant since it dampens 
the impact of variations in ambient air temperatures, which would otherwise more greatly affect plant 
operation  and  capacity.    Optimizing  the  temperature  of  the  ammonia  refrigerant  tunes  overall 
performance of the plant.  

The ammonia refrigerant cools a number of units around the LNG train: 

 Pre‐cool the dry feed gas prior to entering the liquefaction unit; 
 Mixed refrigerant in the ammonia/MR pre‐cooler; 
 Inlet air for the gas turbines; 
 Wet gas exiting the amine contactor; and 
 Cooling  requirements,  when  necessary,  within  the  heavy  hydrocarbon  liquid  (HHL)  removal 
system. 

Liquefaction Plant:  The liquefaction plant cools and liquefies the feed gas from approximately 18oF to 
minus 260oF (‐162oC).  The OSMR® liquefaction plant, based on an SMR process, comprises a simple vapor 
compression cycle using a mix of refrigerants providing a close fit of cooling curves in the main plate fin 
heat exchanger (cold box).  The main liquefaction exchanger is a multi‐core brazed aluminium plate fin 
exchanger using a minimal number of exchanger streams.  Enhancement of main exchanger performance 
results from the ammonia pre‐cooling refrigerant, which cools the mixed refrigerant in the Ammonia/MR 
Pre‐Cooler.  This allows cool low pressure mixed refrigerant (LPMR) to exit the cold box.  The cool LPMR 
feeding the MR compressor improves its performance. 

Within each train, two separate independent parallel refrigeration circuits each include a MR compressor, 
MR  air  cooler,  Ammonia/MR  Pre‐Cooler,  cold  box,  and  suction  scrubber.    The  dual  parallel 

12 

 
refrigeration/liquefaction circuits provide added reliability and availability, while allowing use of common 
equipment sizes.  Dry feed gas splits into two feed lines cooling in a cold box. A liquid knockout separator 
is used to provide consistent remixing of the two‐phase refrigerant stream. The combined stream returns 
to the cold box and continues cooling and liquefies at approximately ‐260oF (‐162oC) then exits the cold 
box. The liquefied gas is flashed to low pressure and flows to the storage tanks.  

The MR for each cold box is compressed by a single stage centrifugal compressor directly driven by a highly 
fuel  efficient,  low  emissions  aero‐derivative  gas  turbine.    Air  coolers  remove  the  heat  of  compression 
causing a very small quantity (< 2% volume) of MR to condense.  Any potential mal‐distribution of this 
small quantity of liquid in the Ammonia/MR Pre‐Cooler cores will not affect exchanger performance. 

The high‐pressure mixed refrigerant (HPMR) partially condenses in the Ammonia/MR Pre‐Cooler using 
ammonia refrigerant.  The HPMR is then fully liquefied in the cold box and expanded (partially flashed), 
using Joule‐Thomson expansion, providing refrigeration for the system.  The flashed LPMR provides the 
refrigeration in the cold box and cool MR vapor returns to the compressor via the suction scrubber.  MR 
make‐up  is  provided  from  the  process  gas  (methane),  BOG  (nitrogen),  with  remaining  refrigerants  of 
ethane (high‐pressure cylinders) and n‐butane (ISO container) sourced externally. 

Each of the two MR compressor packages consist of an aero‐derivative gas turbine directly coupled to a 
single stage multi‐wheel centrifugal compressor.  Inlet air is cooled to approximately 44oF (7oC) using an 
ammonia‐to‐air exchanger, to increase the power output and efficiency of the gas turbine, particularly at 
high ambient temperature conditions.  

Boil‐off Gas System: The BOG system for a 4 x 2 mtpa LNG plant would typically comprise three to five 
low‐pressure compressors to recover flash gas, BOG and ship vapor from the LNG tank, and a simple re‐
liquefaction  and  nitrogen  rejection  system  to  ensure  meeting  the  required  LNG  composition.    The 
compressed BOG vapor is re‐liquefied in the cold box and sent to the liquid methane separator, where it 
is separated with the liquid methane stream returning to the LNG storage tank.  The lean vapor flash gas 
from the liquid methane separator, containing a high proportion of nitrogen and some methane, is used 
as lean LP fuel gas in the Waste Heat Recovery & Steam plant’s auxiliary boiler. 

This system also rejects nitrogen from the LNG and BOG in order to meet the required nitrogen content 
in the LNG.  Normally only one BOG compressor is used to handle BOG from one LNG train; however, 
during ship loading, additional BOG compressor(s) are used to recover the additional BOG generated. 

Waste Heat Recovery (WHR) and Steam Plant: The Waste Heat Recovery & Steam Plant is comprised of: 

 Waste heat recovery from the two gas turbines using once through steam generators (OTSG’s); 
 Two steam turbines for the auxiliary refrigeration plant compressor drives; 
 An auxiliary boiler for start‐up and supplemental steam; 
 Process and utility steam heating system; 
 Air cooled condensers; and 

13 

 
  All associated systems required for a Waste Heat Recovery & Steam plant. 

A schematic diagram of the Waste Heat Recovery & Steam Plant follows: 

Compression power and heat for the plant is provided by waste heat from the gas turbine exhausts as well 
as from the auxiliary boiler, which is fuelled by three sources: (1) feed gas in the plant, (2) lean flash gas 
from the methane separator in the BOG system, and (3) heavy hydrocarbon waste stream.  The HP steam 
powers the two ammonia refrigeration steam turbines.  A portion of the HP steam is attemperated and 
used as LP process heat for the amine reboiler, regeneration gas heater, and fuel gas heater. 

The auxiliary refrigeration plant is sized to consume all available power that can be generated from the 
waste heat and lean flash gas.  During ship‐loading, generation of additional BOG occurs, thereby 
producing additional LP fuel gas, which reduces the use of feed gas used in the auxiliary boiler.  This 
alleviates the need for flaring of BOG during ship loading. 

14 

 
● INDEPENDENT THIRD PARTY REVIEWS OF OSMR® ● 
OSMR® liquefaction technology has been subject to numerous independent reviews since design 
inception.  Below is a list of some of the reviews and reports: 

 CH∙IV  – Evaluation of OSMR® LNG Process, October 2008; 
 Foster Wheeler – Gladstone LNG ‐ OSMR® Study Report, June 2009; 
 SKE&C – Evaluation of the OSMR® Process for Gladstone, June 2009; 
 Arrow & WorleyParsons – Interim Review of Gladstone LNG Plant, December 2009; 
 Evaluation Report of LNGL’s OSMR® Process by I. Aoki, January 2010; 
 LNG Industry Article in March 2010; 
 HQCEC and WorleyParsons – OSMR® Technical Evaluation, November 2010; 
 SKE&C – OSMR® Technical Review, August 2013. 
Beneficial suggestions from these reports were implemented; however, the general outcome of the 
reviews was favourable and highlighted the simplicity and innovative design of OSMR®.   

15 

 
● OSMR® PATENT OVERVIEW ● 
LNG Technology Pty Ltd, a wholly owned subsidiary of LNG Limited, owns OSMR®. 

LNG Limited has filed domestic patent applications in approximately 20 countries and regions around the 
world as part of its international patent program. 

The  patents,  PCT/AU2008/001010  (“Patent  1”)  and  PCT/AU2008/001011  (“Patent  2”),  together  with 
worldwide support in reporting and monitoring any intellectual property breaches, will provide protection 
for the Company's technology for 20 years commencing from 2008. 

Patent 1 is titled “A method and system for production of liquid natural gas” and Patent 2 is titled “Boil‐
off gas treatment process and system”. 

The following map outlines where patents have either been granted or the patent process undertaken 
and decisions pending. 

● SUMMARY ● 
The simplicity and high efficiency of OSMR® results from integrating proven highly efficient gas turbine 
drives for the main refrigerant compressors together with combined cycle heat and power technology, 
and efficient ammonia refrigeration.  Gas turbine inlet air‐cooling and low‐pressure BOG re‐liquefaction 
are employed.  The combination of these proven simple technologies results in a plant cost that is very 
competitive compared to competing technologies.  It is highly efficient resulting in lower emissions and 

 
offers improved project economics in a reliable design package. 

For more information, refer to the website of LNG Limited: www.LNGlimited.com.au

16 

OSMR® 
Liquefaction Process for LNG Projects 
● Low Cost ● Highly Efficient ● Lower Emissions ● Simple & Reliable ● 

LNG Limited 
1001 McKinney, Suite 600  Level 1, 10 Ord Street 
HOUSTON, TX USA 77002  WEST PERTH, Australia 6005 
Ph: +1 (713) 815‐6900  Ph: +61 (8) 9366 3700 
Fx: +1 (713) 815‐6905  Fx: +61 (8) 9366 3799 
www.LNGlimited.com.au 
 
 

17