ＬＮＧ再ガス化設備における高エタン回収率の構成および方法
ＬＮＧは、ＬＮＧ供給の冷凍容量が使用されて還流デューティを脱メタン装置に提供し、脱メタン装置オーバヘッド生成物の気相をさらに凝縮するように想定されたプラントおよび方法で処理される。このようなプラントにおいて、脱メタン装置は底部生成物を脱エタン装置に提供し、脱メタン装置側面抽出は脱エタン装置オーバヘッド生成物に冷凍提供し、エタン生成物と脱エタン装置還流を形成する。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本出願は、２００６年５月２３日に出願された本出願人による同時係属中の米国仮特許出願第６０／８０８０９１号の優先権を主張するものである。
【０００２】
本発明の分野は、ガス処理であり、特に、これが液化天然ガスの再ガス化ならびに／またはＣ２およびＣ３と成分との回収に関係するときのガス処理である。
【背景技術】
【０００３】
北米の天然ガス資源が枯渇している中で、効率の悪い石油および石炭火力発電所を、主として効率が良くよりクリーンな燃焼天然ガスの複合サイクル発電所で置き換えることによって天然ガスの消費量は増加している。さらに、国内天然ガスの枯渇は天然ガス液（ＮＧＬ）生産の減少をもたらし、したがって、液化天然ガス（ＬＮＧ）の輸入が北米において不可欠であると考えられている。
【０００４】
多くの外国のＬＮＧ輸出および液化プラントにおいて、極低温液化交換器におけるワックス形成を回避するために、ペンタン、ヘキサン、および比較的重質な炭化水素の除去が必要とされる。しかし、エタンおよびＬＰＧ成分（Ｃ２、およびＣ３／Ｃ４＋）は、典型的には、除去されずにメタン成分とともに液化され、かなり高い総発熱量を有するＬＮＧとなる。大西洋、太平洋、および中東におけるいくつものＬＮＧ輸出プラントからのＬＮＧの例示的な発熱量が図１に示される。発熱量が高いことは非メタン成分の割合が高いことを示しており、このようなＬＮＧに関する化学組成（メタン、エタン、プロパン、ブタン、および比較的重質な成分）が図２に示される。
【０００５】
多くの輸入ＬＮＧにおいて、エタンの含有量は、典型的には、約４％〜約１２％の範囲にあり、プロパンおよび比較的重質な炭化水素の含有量は約３％〜約６％の範囲にある。しかし、少なくとも一部のＬＮＧにおいて（図２参照）、著しく高いエタン、プロパン、および比較的重質な炭化水素が見られる。したがって、ＬＮＧの輸入は、産業用需要を満たすための、受入基地において抽出され得るエタン、プロパン、および比較的重質な炭化水素の魅力的な代替ＬＮＧを提供するものである。しかし、ＮＧＬ（すなわち、Ｃ２、Ｃ３、およびそれ以上）の除去に関する知られているプロセスの多くはＬＮＧにおける冷凍容量（ｒｅｆｒｉｇｅｒａｔｏｎ ｃｏｎｔｅｎｔ）を有効に利用しておらず、このようなプロセスのエタンおよびプロパンの回収率は比較的低い。たとえば、一部のプロセスは、フラッシュドラムでＬＮＧを蒸発させ、低圧で動作する脱メタン装置でＬＮＧを取り出すことによって稼動するが（このとき、フラッシュ蒸気および／または脱メタン装置オーバヘッドはパイプライン圧力まで圧縮される）、他のプロセスにおいて、脱メタン装置蒸気は、圧縮力をある程度まで低減する冷却液として入口ＬＮＧを使用して再凝縮され得るように中間圧まで圧縮される。ＭｃＣａｒｔｎｅｙに付与された米国特許第６，５６４，５７９号には、例示的な再ガス化のプロセスおよび構成が記載されている。あいにく、このような知られているプロセスは、典型的には、５０％のエタン回収用と５０％〜８０％のプロパン回収用に設計されている。さらに、パイプライン圧力を満たし、あるいは再凝縮用の中間圧を実現する蒸気圧縮は、エネルギー効率が悪く高価であることが多い。
【０００６】
ＬＮＧ処理用の著しく効果的なプラントと方法が出願番号ＰＣＴ／ＵＳ０５／２２８８０（ＷＯ２００６／００４７２３）を有する本出願人による同時係属中の国際特許出願に記載されており、これは参照により本明細書に組み込まれる。ここでは、供給交換器におけるＬＮＧ冷凍容量を利用することによって比較的高い分離効率が実現される。このようなプラントにおいて、脱メタン装置オーバヘッドはＬＮＧ冷熱を使用して部分的に凝縮され、気相と液相に分離され、液相は脱メタン装置還流として使用され、気相はＬＮＧ冷熱を使用して液化される。パイプライン圧力までポンピングされると、液化された気相は蒸発される。ただし、このような構成は、実質的に改良されたエネルギー効率を提供して比較的高いエタン回収率を可能にするものの、典型的には、エタン回収率はなお８０％に制限される。したがって、特に、輸入ＬＮＧに高いエタン含有量が存在し、かつさらに高いエタン回収率が望まれる場合、このようなプラントは典型的には適していない。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
その結果として、ＬＮＧ再ガス化とＮＧＬ回収に関する多数のプロセスと構成が当技術分野において既知であるが、そのほとんどに１つまたは複数の欠点がある。なかでも、知られているＮＧＬ回収プロセスの多くは、エネルギー効率が悪く一般に低いＮＧＬ回収レベルを有する蒸気圧縮を必要とする。さらに、知られているプロセスは、９５％以上の純度の高いメタンを生産するが、高いＮＧＬ回収率（たとえば、９０％以上のエタンおよび９９％以上のプロパン）にも適していない。それゆえ、ＬＮＧ再ガス化設備におけるＮＧＬ回収にはやはり改良された構成と方法を提供する必要性がある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明は、エタンおよびプロパンが高いエネルギー効率と非常に高い収量で回収されるＬＮＧを処理する構成と方法を対象とする。典型的な構成において、エタン回収率は少なくとも９０％であり、さらに典型的には９５％であり残留ガスの再圧縮を必要としない。このようなプラントにおけるプロパンプラスの回収率は、典型的に９９％以上である。いくつかあるパラメータの中でも、このような高い効率と収量は、脱エタン装置オーバヘッドと脱メタン装置還流を冷却する供給交換器と側部リボイラー／側面抽出におけるＬＮＧの冷凍容量の有効利用によるものである。
【０００９】
本発明の主題の一態様において、ＬＮＧ処理プラントは、脱メタン装置が脱エタン装置に底部生成物を提供するように還流脱エタン装置に流体的に結合された還流脱メタン装置を有する。このとき、熱交換回路が脱メタン装置に結合され、脱メタン装置の側面抽出を使用して脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって脱エタン装置への還流とエタン液を提供するように構成される。供給交換器が、還流脱メタン装置に流体的に結合され、さらに、脱メタン装置オーバヘッド生成物と、脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の脱エタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分に冷凍を提供するように構成される。
【００１０】
別の視点から見ると、ＬＮＧの処理方法は、したがって、還流脱メタン装置から還流脱エタン装置に底部生成物を提供するステップを含み、熱交換回路の脱メタン装置の側面抽出を使用して脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって脱エタン装置への還流およびエタン液を形成するさらなるステップを含む。さらに別のステップにおいて、冷凍は、脱メタン装置オーバヘッド生成物への供給交換器と、脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分とに提供される。
【００１１】
最も好ましくは、熱交換回路は冷凍容量を脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する脱メタン装置側部リボイラーを備える。このような構成において、サージドラムが典型的に液化脱エタン装置オーバヘッド生成物を受け入れるように構成され、さらに典型的に、液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物の少なくとも一部を還流として脱エタン装置に提供するように構成される。あるいは、熱交換回路は、脱エタン装置頂部に一体型コイル（ｉｎｔｅｇｒａｌ ｃｏｉｌ）をさらに備えてもよく、コイルは脱メタン装置から側面抽出を受け入れ、これによって冷凍容量を脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、したがって、脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する。熱交換回路は、回路の特性とは関係なく、脱エタン装置オーバヘッド温度が−２５°Ｆ〜−３５°Ｆであるように構成されることが好ましい。
【００１２】
脱エタン装置に関して、脱エタン装置は８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（約０．５５ＭＰａ〜約１．０３ＭＰａ）の圧力および／または−２５°Ｆ〜−３５°Ｆのオーバヘッド温度で動作するように構成されることが好ましい。多くのプラントにおいて、脱メタン装置オーバヘッド生成物を蒸気部分と液体部分に分離する分離装置が含まれ、分離装置は、液体部分が脱メタン装置の還流として脱メタン装置に供給されるように脱メタン装置に流体的に結合される。典型的には、ポンプは供給交換器に流体的に結合されて、脱メタン装置オーバヘッド生成物の液化された蒸気部分をパイプライン圧力までポンピングし、供給交換器と熱交換回路は少なくとも９５％のエタン回収率と少なくとも９９％のメタン純度を可能にするように構成される。
【００１３】
本発明の様々な目的、特徴、態様、および利点は、本発明の好ましい実施形態についての以下の詳細な説明からさらに明らかになるであろう。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】大西洋、太平洋、および中東における様々な輸出プラントからのＬＮＧの発熱量の略図である。
【図２】図１の供給元からのＬＮＧの化学組成の略図である。
【図３】本発明の主題によるＬＮＧ処理プラントの例示的な略図である。
【図４】図３の供給ガス交換器と脱エタン装置還流交換器の複合曲線を示すグラフである。
【図５】本発明の主題による他のＬＮＧ処理プラントの例示的な略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
本発明は、エタンの約９５％とプロパンの約９９％とがＬＮＧ（典型的に輸入ＬＮＧ）から回収され、９９％以上のメタンを有する処理されたＬＮＧを生産するＬＮＧ処理の構成と方法を対象とする。このように生成されて処理されたＬＮＧは、この後、販売ガスパイプラインに向けてさらに加圧されて再ガス化される。好ましくは、ＬＮＧの処理は、冷却にＬＮＧ冷熱を使用して還流脱メタン装置で行なわれる。処理は、脱エタン装置を還流する脱メタン装置側部リボイラーデューティを使用する還流脱エタン装置をさらに含むことが好ましい。
【００１６】
したがって、ＬＮＧは、冷凍容量の極低温部（すなわち、−２５０°Ｆ〜−１４０°Ｆ）を輸入ＬＮＧに最大限に利用する方法で処理され得ることを認識されたい。さらに具体的には、本発明者は、ＬＮＧ流が所望の圧力までポンピングされた後に脱メタン装置における還流冷却と脱メタン装置還流ドラム蒸気の再液化の両方を供給するために使用され得る一方で、脱メタン装置側部リボイラーが脱エタン装置に還流を供給するために採用されること発見している。最も典型的には、別の視点から見ると、ポンピングされたＬＮＧ流は、脱メタン装置で処理され、これによって、ポンピングされたＬＮＧによって冷却される流れを形成する。このような構成は、輸入ＬＮＧから少なくとも９５％のエタンと少なくとも９９％のプロパンを生成物として回収する間に、メタン純度が９９％の処理された希薄ＬＮＧを供給し得る。
【００１７】
さらに具体的には、図３の例示的なプラントをさらに参照すると、プラントへのＬＮＧの流量は天然ガスの２，０００ＭＭｓｃｆｄに等しい。表１に示される典型的なガス組成（別段の指示がない限り、表内のすべての数字はモル分率として表わされる）を有する濃縮ＬＮＧ流１は、約８０〜１００ｐｓｉａ（約０．５５〜約０．６９ＭＰａ）以上の圧力と約−２５０°Ｆの温度で貯蔵タンクまたは蒸気再凝縮器（または他の適当なＬＮＧ源）から提供される。流れ１は、ＬＮＧポンプ５１によって、適当な圧力、典型的には約３００〜３５０ｐｓｉｇ（約２．０７〜約２．４１ＭＰａ）から約７５０ｐｓｉｇ（約５．１７ＭＰａ）（パワーを発生する構成（ｐｏｗｅｒ−ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ ｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎ）が採用される場合は、最大１５００ｐｓｉｇ（約１０．３４ＭＰａ）までのさらに高い圧力、およびときには１５００ｐｓｉｇ（約１０．３４ＭＰａ）以上が採用されてもよい）の圧力までポンピングされて流れ２を形成し、流れ２は、加熱されて、脱メタン装置オーバヘッド流４と還流ドラム蒸気流１０との熱交換によって交換器５２において部分的に蒸発される。約−１２５°Ｆ〜−１４５°Ｆの交換器出口流３は、脱メタン装置５７の上部に供給される。脱メタン装置５７は、メタン純度が典型的に９７％〜９９％の希薄オーバヘッド蒸気４を生成し、エタンの９５％とプロパン含有量の９９％以上を輸入ＬＮＧから回収する。
【表１】
【００１８】
脱メタン装置５７は、典型的に４５０ｐｓｉｇ〜５５０ｐｓｉｇ（約３．１０ＭＰａ〜約３．７９ＭＰａ）で動作する。圧力は、輸入ＬＮＧ組成にしたがって調整され、一般に、輸入ＬＮＧの発熱量とともに上昇して供給チラー５２における温度ピンチを回避する（図４参照）。側部リボイラー５８は、脱メタン装置の下部から側面流１８を取り出し、脱エタン装置オーバヘッド流１６を使用して加熱された流れ１９を形成することによって、脱エタン装置６１に還流冷却を提供するために使用されることに特に留意されたい。脱メタン装置底部の組成は、底部リボイラー５９を使用して、約８０°Ｆ〜１２０°Ｆで、流れ５の温度によって制御される。したがって、想定された構成の多くの態様において、脱メタン装置底部温度の設定点は、輸入ＬＮＧのエタンとプロパンの含有量とともに増加して９５％のエタン回収率と９９％のプロパン回収率を実現することになり、その間に底部生成物における低メタン含有量（典型的に１％以下）を維持することを特に理解されたい。脱メタン装置底部生成物５は、バルブ６０を使用して約１００〜２５０ｐｓｉｇ（約０．６８９〜約１．７２ＭＰａ）に圧力低下されて、流れ１５を形成し、脱エタン装置６１の中間部に入る。
【００１９】
脱メタン装置側部リボイラー冷却によって、脱エタン装置は約２００ｐｓｉｇ〜約３００ｐｓｉｇ（約１．３８ＭＰａ〜約２．０７ＭＰａ）、さらに好ましくは１００ｐｓｉｇ〜２００ｐｓｉｇ（約０．６８９ＭＰａ〜約１．３８ＭＰａ）、最も好ましくは約８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（約０．５５１ＭＰａ〜約１．０３ＭＰａ）（たとえば、約１００ｐｓｉｇ（約０．６８９ＭＰａ）で）の圧力の圧力で動作し得るし、この値は従来の脱エタン装置の動作（典型的には約３５０ｐｓｉｇ（約２．４１ＭＰａ））よりも著しく低いことを理解されたい。エタンとプロパンの相対揮発度は低圧において増加して分離を容易にするので、低圧はエネルギーコスト面から有利である。脱メタン装置側部リボイラー（約−５０°Ｆ〜−８０°Ｆ）を使用すると、脱エタン装置オーバヘッド温度は、約−４０°Ｆ〜−２０°Ｆ、さらに典型的には−３０°Ｆ±５°Ｆまで低下され得るし、この値によって、脱エタンの動作圧力は典型的に１００ｐｓｉｇ（約０．６８９ＭＰａ）まで低下し得る。分留効率は低圧において良くなるので、脱エタン装置圧力が低下すると、必然的に分留トレイとリボイラーデューティが少なくて済む。
【００２０】
脱エタン装置オーバヘッド流６１は、脱メタン装置の側部リボイラー５８からの冷凍放出（ｒｅｆｒｉｇｅｒａｔｉｏｎ ｒｅｌｅａｓｅ）を利用して約−３０°Ｆ〜−１０°Ｆで典型的に完全に凝縮される。脱エタン装置オーバヘッドの凝縮流１７は、サージドラム６３に蓄えられる。部分（流れ２０）は、脱エタン装置還流として流れ２１を形成する還流ポンプ６４によってポンピングされる。もう１つの部分（流れ７）は、液化エタン生成物として抽出される。また、脱エタン装置６１は、リボイラー６２（たとえば、熱源としてグリコール伝熱システムを使用して）によって供給される熱を用いて底部生成物の流れ８を生成する。
【００２１】
典型的に圧力が約３５０ｐｓｉｇ〜５５０ｐｓｉｇ（約２．４１ＭＰａ〜約３．７９ＭＰａ）で温度が約−１２５°Ｆ〜−１４５°Ｆにある脱メタン装置のオーバヘッド４は、約−１３０°Ｆ〜−１４５°Ｆの温度の交換器５２で部分的に凝縮される。このように生成される２段階の流れ９は、この後、分離装置５３で９５％以上のメタンを含有する液体流１１と９９％以上のメタンを含有する希薄蒸気流１０とに分離される。液体流１１は還流ポンプ５４によってポンピングされ、低温希薄還流１２として脱メタン装置５７の最上部に戻される。分離装置蒸気流１０は、さらに冷却されて交換器５２で凝縮され、流れ６を形成する。
【００２２】
オーバヘッド交換器５２は、２つの機能を提供し、すなわち、エタンとプロパンの高い回収率を実現するとともに、分離装置の蒸気を液体がポンピング（蒸気圧縮ではなく）され得る液体に凝縮するために脱メタン装置に還流を提供し、したがって、エネルギー消費、資本、および運転コストを実質的に削減することを特に認識されたい。典型的に約−１３０°Ｆ〜約−１４５°Ｆの温度にある希薄液体流６は、パイプラインの伝達圧力に対して、必要に応じて、約１０００ｐｓｉｇ〜１５００ｐｓｉｇ（約６．８９１ＭＰａ〜約１０．３４ＭＰａ）までポンプ５５でポンピングされる。加圧された希薄ＬＮＧ流れ１３は、気化器５６でさらに加熱されて、約５０°Ｆ、またはパイプライン要件を満たすのに必要な他の温度の流れ１４を形成する。交換器５９、６２、および５６用の適当な熱源は、すべての知られている熱源（たとえば、加熱炉、海水交換器などの直接熱源、またはグリコール伝熱システムなどの間接熱源）を含むことに留意されたい。主要なプロセスの流れの典型的なガス組成、流動温度、および圧力が表１に示されている。当然ではあるが、他の供給組成の場合は熱および物質収支がわずかに異なるはずであることを理解されたい。ただし、ガス組成が大幅に変更された場合でも本発明の主題の構成および／または利点は依然として変らないことに留意されたい。
【００２３】
分留プロセスが高効率であることは、図４に描かれるような、供給ガス交換器５２と脱エタン装置還流交換器５８の複合曲線において理解され得る。放熱曲線と熱源曲線は、還流を発生する際に脱メタン装置オーバヘッドの凝縮で生じる温度ピンチと非常によく一致していることに留意されたい（このピンチを回避することによって、脱メタン装置の圧力は典型的に４５０ｐｓｉｇ〜６５０ｐｓｉｇ（約３．１０ＭＰａ〜約４．５０ＭＰａ）に調整されなければならないことになる）。このプロセスでは、ＬＮＧによる５０％以上の冷却デューティが脱メタン装置還流ドラムオーバヘッド蒸気からの残留ガスの再液化において使用される。
【００２４】
あるいは、脱メタン装置側部リボイラー５８は、図５の第２の例示的なプラントの概略図に示されるように、脱エタン装置６１の最上部に一体型コイルとして構成され得る。この構成において、流れ１８は脱メタン装置５７の下部から取り出され、ポンプ７０によってポンピングされて脱エタン装置オーバヘッドカラムの最上部に一体化されている還流交換器５８内を冷却する流れ１６を提供する。加熱された流れ１９は脱メタン装置に戻される。この流れは内部の還流２１を提供し、エタン生成物は流れ７としてオーバヘッド系から取り出される。プラントの前部は図３の構成と同じであり、図５の部品の残りの符号に関して、図５の同種の部品は図３と同じ符号を有することに留意されたい。
【００２５】
したがって、本発明の主題の好ましい態様において、ＬＮＧ処理プラントは、熱交換器を通過する輸入ＬＮＧの冷凍容量の少なくとも一部が脱メタン装置還流に冷凍を提供し、さらに、脱メタン装置還流ドラムオーバヘッド生成物に凝縮冷凍を提供するように構成される熱交換器を有する。最も典型的には、交換器を通過するＬＮＧは３００ｐｓｉｇ〜６００ｐｓｉｇ（約２．０７ＭＰａ〜約４．１３ＭＰａ）の圧力を有する。凝縮された脱メタン装置還流ドラムオーバヘッドを販売ガスパイプラインのガス圧力までポンピングする交換器には、ポンプがさらに結合されてもよい。好ましい吸収装置供給圧力は約４５０ｐｓｉｇ〜７５０ｐｓｉｇ（約３．１０ＭＰａ〜約５．１７ＭＰａ）であるが、分離圧力は好ましくは約４００ｐｓｉｇ〜６００ｐｓｉｇ（約２．７６ＭＰａ〜約４．１３ＭＰａ）であり、販売ガス供給圧力は好ましくは約７００ｐｓｉｇ〜１３００ｐｓｉｇ（約４．８２ＭＰａ〜約８．９６ＭＰａ）またはこれ以上である。したがって、本発明者らは、ＬＮＧが提供されて吸収装置供給圧力までポンピングされるＬＮＧの処理方法を想定している。９５％以上のエタン回収率が望ましい、特別に想定されたエタン回収プラントにおいて、脱メタン装置底部は脱エタン装置カラムでさらに処理されてＣ２オーバヘッド液体とＣ３＋底部生成物を生成し得る。この場合、脱エタン装置オーバヘッド還流デューティは、外部還流システムまたは一体型還流交換器の脱メタン装置の側部リボイラーデューティによって供給され得る。
【００２６】
したがって、本発明の主題に係る構成を用いて多くの利点が実現される可能性があることを認識されたい。特に、想定された構成は、輸入ＬＮＧから９５％以上のエタンと９９％以上のプロパンを回収することができ、９９％以上のメタンを含有する処理されたＬＮＧを生成し得ることを理解されたい。このプロセスは、様々な組成と熱容量を有する輸入ＬＮＧの処理を可能とし、さらに、北米市場やその他の排ガス重視市場向けパイプラインガスとＬＮＧ輸送燃料に使用され得る９９％メタンの天然ガスを生成する。さらに、想定された構成は、高純度のＬＰＧ液体燃料、ガソリン混合用のブタンプラス、および石油化学原料としてまたは複合サイクル発電所のエネルギー源としてのエタンを生成することになる。
【００２７】
さらに適当な想定と構成が２００５年６月２７日に出願された出願番号ＰＣＴ／ＵＳ０５／２２８８０（ＷＯ２００６／００４７２３として公開された）の本出願人による同時係属中の国際特許出願に記載されており、参照により本明細書に組み込まれる。たとえば、電力が圧縮供給ガスから抽出されなければならない場合、供給の液体部分は、ポンプで加圧され加熱されて、電力を生成するためにタービン内でさらに膨張される加熱圧縮液を形成する構成が想定される。このように膨張された流れは、この後、前述と同様に脱メタン装置に供給される。
【００２８】
したがって、ＬＮＧ処理および再ガス化の構成と方法の具体的な実施形態および用途が開示されてきた。しかし、当然のことながら、既に説明されたもののほかにも本明細書の発明概念から逸脱することのないさらに多くの変更形態が可能であることは当業者には明らかであろう。したがって、本発明の主題は、特許請求の範囲の趣旨においてのみ限定されるべきである。さらに、明細書と特許請求の範囲の両方を解釈する際には、すべての表現は文脈にしたがって可能な限り広い意味に解釈されるべきである。特に、「備える」および「備えている」という表現は、要素、部品、またはステップに非限定的に言及しており、言及された要素、部品、またはステップが存在し、または利用され、あるいは明示的に言及されない他の要素、部品またはステップと組み合わせられてもよいことを示しているものと解釈されたい。さらに、参照により本明細書に組み込まれた参照元の表現の定義または使用が本明細書で提供された表現の定義と一致していないかまたは相反している場合は、本明細書で提供された表現の定義が適用され、参照元の表現の定義は適用されない。
【技術分野】
【０００１】
本出願は、２００６年５月２３日に出願された本出願人による同時係属中の米国仮特許出願第６０／８０８０９１号の優先権を主張するものである。
【０００２】
本発明の分野は、ガス処理であり、特に、これが液化天然ガスの再ガス化ならびに／またはＣ２およびＣ３と成分との回収に関係するときのガス処理である。
【背景技術】
【０００３】
北米の天然ガス資源が枯渇している中で、効率の悪い石油および石炭火力発電所を、主として効率が良くよりクリーンな燃焼天然ガスの複合サイクル発電所で置き換えることによって天然ガスの消費量は増加している。さらに、国内天然ガスの枯渇は天然ガス液（ＮＧＬ）生産の減少をもたらし、したがって、液化天然ガス（ＬＮＧ）の輸入が北米において不可欠であると考えられている。
【０００４】
多くの外国のＬＮＧ輸出および液化プラントにおいて、極低温液化交換器におけるワックス形成を回避するために、ペンタン、ヘキサン、および比較的重質な炭化水素の除去が必要とされる。しかし、エタンおよびＬＰＧ成分（Ｃ２、およびＣ３／Ｃ４＋）は、典型的には、除去されずにメタン成分とともに液化され、かなり高い総発熱量を有するＬＮＧとなる。大西洋、太平洋、および中東におけるいくつものＬＮＧ輸出プラントからのＬＮＧの例示的な発熱量が図１に示される。発熱量が高いことは非メタン成分の割合が高いことを示しており、このようなＬＮＧに関する化学組成（メタン、エタン、プロパン、ブタン、および比較的重質な成分）が図２に示される。
【０００５】
多くの輸入ＬＮＧにおいて、エタンの含有量は、典型的には、約４％〜約１２％の範囲にあり、プロパンおよび比較的重質な炭化水素の含有量は約３％〜約６％の範囲にある。しかし、少なくとも一部のＬＮＧにおいて（図２参照）、著しく高いエタン、プロパン、および比較的重質な炭化水素が見られる。したがって、ＬＮＧの輸入は、産業用需要を満たすための、受入基地において抽出され得るエタン、プロパン、および比較的重質な炭化水素の魅力的な代替ＬＮＧを提供するものである。しかし、ＮＧＬ（すなわち、Ｃ２、Ｃ３、およびそれ以上）の除去に関する知られているプロセスの多くはＬＮＧにおける冷凍容量（ｒｅｆｒｉｇｅｒａｔｏｎ ｃｏｎｔｅｎｔ）を有効に利用しておらず、このようなプロセスのエタンおよびプロパンの回収率は比較的低い。たとえば、一部のプロセスは、フラッシュドラムでＬＮＧを蒸発させ、低圧で動作する脱メタン装置でＬＮＧを取り出すことによって稼動するが（このとき、フラッシュ蒸気および／または脱メタン装置オーバヘッドはパイプライン圧力まで圧縮される）、他のプロセスにおいて、脱メタン装置蒸気は、圧縮力をある程度まで低減する冷却液として入口ＬＮＧを使用して再凝縮され得るように中間圧まで圧縮される。ＭｃＣａｒｔｎｅｙに付与された米国特許第６，５６４，５７９号には、例示的な再ガス化のプロセスおよび構成が記載されている。あいにく、このような知られているプロセスは、典型的には、５０％のエタン回収用と５０％〜８０％のプロパン回収用に設計されている。さらに、パイプライン圧力を満たし、あるいは再凝縮用の中間圧を実現する蒸気圧縮は、エネルギー効率が悪く高価であることが多い。
【０００６】
ＬＮＧ処理用の著しく効果的なプラントと方法が出願番号ＰＣＴ／ＵＳ０５／２２８８０（ＷＯ２００６／００４７２３）を有する本出願人による同時係属中の国際特許出願に記載されており、これは参照により本明細書に組み込まれる。ここでは、供給交換器におけるＬＮＧ冷凍容量を利用することによって比較的高い分離効率が実現される。このようなプラントにおいて、脱メタン装置オーバヘッドはＬＮＧ冷熱を使用して部分的に凝縮され、気相と液相に分離され、液相は脱メタン装置還流として使用され、気相はＬＮＧ冷熱を使用して液化される。パイプライン圧力までポンピングされると、液化された気相は蒸発される。ただし、このような構成は、実質的に改良されたエネルギー効率を提供して比較的高いエタン回収率を可能にするものの、典型的には、エタン回収率はなお８０％に制限される。したがって、特に、輸入ＬＮＧに高いエタン含有量が存在し、かつさらに高いエタン回収率が望まれる場合、このようなプラントは典型的には適していない。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
その結果として、ＬＮＧ再ガス化とＮＧＬ回収に関する多数のプロセスと構成が当技術分野において既知であるが、そのほとんどに１つまたは複数の欠点がある。なかでも、知られているＮＧＬ回収プロセスの多くは、エネルギー効率が悪く一般に低いＮＧＬ回収レベルを有する蒸気圧縮を必要とする。さらに、知られているプロセスは、９５％以上の純度の高いメタンを生産するが、高いＮＧＬ回収率（たとえば、９０％以上のエタンおよび９９％以上のプロパン）にも適していない。それゆえ、ＬＮＧ再ガス化設備におけるＮＧＬ回収にはやはり改良された構成と方法を提供する必要性がある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明は、エタンおよびプロパンが高いエネルギー効率と非常に高い収量で回収されるＬＮＧを処理する構成と方法を対象とする。典型的な構成において、エタン回収率は少なくとも９０％であり、さらに典型的には９５％であり残留ガスの再圧縮を必要としない。このようなプラントにおけるプロパンプラスの回収率は、典型的に９９％以上である。いくつかあるパラメータの中でも、このような高い効率と収量は、脱エタン装置オーバヘッドと脱メタン装置還流を冷却する供給交換器と側部リボイラー／側面抽出におけるＬＮＧの冷凍容量の有効利用によるものである。
【０００９】
本発明の主題の一態様において、ＬＮＧ処理プラントは、脱メタン装置が脱エタン装置に底部生成物を提供するように還流脱エタン装置に流体的に結合された還流脱メタン装置を有する。このとき、熱交換回路が脱メタン装置に結合され、脱メタン装置の側面抽出を使用して脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって脱エタン装置への還流とエタン液を提供するように構成される。供給交換器が、還流脱メタン装置に流体的に結合され、さらに、脱メタン装置オーバヘッド生成物と、脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の脱エタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分に冷凍を提供するように構成される。
【００１０】
別の視点から見ると、ＬＮＧの処理方法は、したがって、還流脱メタン装置から還流脱エタン装置に底部生成物を提供するステップを含み、熱交換回路の脱メタン装置の側面抽出を使用して脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって脱エタン装置への還流およびエタン液を形成するさらなるステップを含む。さらに別のステップにおいて、冷凍は、脱メタン装置オーバヘッド生成物への供給交換器と、脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分とに提供される。
【００１１】
最も好ましくは、熱交換回路は冷凍容量を脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する脱メタン装置側部リボイラーを備える。このような構成において、サージドラムが典型的に液化脱エタン装置オーバヘッド生成物を受け入れるように構成され、さらに典型的に、液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物の少なくとも一部を還流として脱エタン装置に提供するように構成される。あるいは、熱交換回路は、脱エタン装置頂部に一体型コイル（ｉｎｔｅｇｒａｌ ｃｏｉｌ）をさらに備えてもよく、コイルは脱メタン装置から側面抽出を受け入れ、これによって冷凍容量を脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、したがって、脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する。熱交換回路は、回路の特性とは関係なく、脱エタン装置オーバヘッド温度が−２５°Ｆ〜−３５°Ｆであるように構成されることが好ましい。
【００１２】
脱エタン装置に関して、脱エタン装置は８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（約０．５５ＭＰａ〜約１．０３ＭＰａ）の圧力および／または−２５°Ｆ〜−３５°Ｆのオーバヘッド温度で動作するように構成されることが好ましい。多くのプラントにおいて、脱メタン装置オーバヘッド生成物を蒸気部分と液体部分に分離する分離装置が含まれ、分離装置は、液体部分が脱メタン装置の還流として脱メタン装置に供給されるように脱メタン装置に流体的に結合される。典型的には、ポンプは供給交換器に流体的に結合されて、脱メタン装置オーバヘッド生成物の液化された蒸気部分をパイプライン圧力までポンピングし、供給交換器と熱交換回路は少なくとも９５％のエタン回収率と少なくとも９９％のメタン純度を可能にするように構成される。
【００１３】
本発明の様々な目的、特徴、態様、および利点は、本発明の好ましい実施形態についての以下の詳細な説明からさらに明らかになるであろう。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】大西洋、太平洋、および中東における様々な輸出プラントからのＬＮＧの発熱量の略図である。
【図２】図１の供給元からのＬＮＧの化学組成の略図である。
【図３】本発明の主題によるＬＮＧ処理プラントの例示的な略図である。
【図４】図３の供給ガス交換器と脱エタン装置還流交換器の複合曲線を示すグラフである。
【図５】本発明の主題による他のＬＮＧ処理プラントの例示的な略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
本発明は、エタンの約９５％とプロパンの約９９％とがＬＮＧ（典型的に輸入ＬＮＧ）から回収され、９９％以上のメタンを有する処理されたＬＮＧを生産するＬＮＧ処理の構成と方法を対象とする。このように生成されて処理されたＬＮＧは、この後、販売ガスパイプラインに向けてさらに加圧されて再ガス化される。好ましくは、ＬＮＧの処理は、冷却にＬＮＧ冷熱を使用して還流脱メタン装置で行なわれる。処理は、脱エタン装置を還流する脱メタン装置側部リボイラーデューティを使用する還流脱エタン装置をさらに含むことが好ましい。
【００１６】
したがって、ＬＮＧは、冷凍容量の極低温部（すなわち、−２５０°Ｆ〜−１４０°Ｆ）を輸入ＬＮＧに最大限に利用する方法で処理され得ることを認識されたい。さらに具体的には、本発明者は、ＬＮＧ流が所望の圧力までポンピングされた後に脱メタン装置における還流冷却と脱メタン装置還流ドラム蒸気の再液化の両方を供給するために使用され得る一方で、脱メタン装置側部リボイラーが脱エタン装置に還流を供給するために採用されること発見している。最も典型的には、別の視点から見ると、ポンピングされたＬＮＧ流は、脱メタン装置で処理され、これによって、ポンピングされたＬＮＧによって冷却される流れを形成する。このような構成は、輸入ＬＮＧから少なくとも９５％のエタンと少なくとも９９％のプロパンを生成物として回収する間に、メタン純度が９９％の処理された希薄ＬＮＧを供給し得る。
【００１７】
さらに具体的には、図３の例示的なプラントをさらに参照すると、プラントへのＬＮＧの流量は天然ガスの２，０００ＭＭｓｃｆｄに等しい。表１に示される典型的なガス組成（別段の指示がない限り、表内のすべての数字はモル分率として表わされる）を有する濃縮ＬＮＧ流１は、約８０〜１００ｐｓｉａ（約０．５５〜約０．６９ＭＰａ）以上の圧力と約−２５０°Ｆの温度で貯蔵タンクまたは蒸気再凝縮器（または他の適当なＬＮＧ源）から提供される。流れ１は、ＬＮＧポンプ５１によって、適当な圧力、典型的には約３００〜３５０ｐｓｉｇ（約２．０７〜約２．４１ＭＰａ）から約７５０ｐｓｉｇ（約５．１７ＭＰａ）（パワーを発生する構成（ｐｏｗｅｒ−ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ ｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎ）が採用される場合は、最大１５００ｐｓｉｇ（約１０．３４ＭＰａ）までのさらに高い圧力、およびときには１５００ｐｓｉｇ（約１０．３４ＭＰａ）以上が採用されてもよい）の圧力までポンピングされて流れ２を形成し、流れ２は、加熱されて、脱メタン装置オーバヘッド流４と還流ドラム蒸気流１０との熱交換によって交換器５２において部分的に蒸発される。約−１２５°Ｆ〜−１４５°Ｆの交換器出口流３は、脱メタン装置５７の上部に供給される。脱メタン装置５７は、メタン純度が典型的に９７％〜９９％の希薄オーバヘッド蒸気４を生成し、エタンの９５％とプロパン含有量の９９％以上を輸入ＬＮＧから回収する。
【表１】
【００１８】
脱メタン装置５７は、典型的に４５０ｐｓｉｇ〜５５０ｐｓｉｇ（約３．１０ＭＰａ〜約３．７９ＭＰａ）で動作する。圧力は、輸入ＬＮＧ組成にしたがって調整され、一般に、輸入ＬＮＧの発熱量とともに上昇して供給チラー５２における温度ピンチを回避する（図４参照）。側部リボイラー５８は、脱メタン装置の下部から側面流１８を取り出し、脱エタン装置オーバヘッド流１６を使用して加熱された流れ１９を形成することによって、脱エタン装置６１に還流冷却を提供するために使用されることに特に留意されたい。脱メタン装置底部の組成は、底部リボイラー５９を使用して、約８０°Ｆ〜１２０°Ｆで、流れ５の温度によって制御される。したがって、想定された構成の多くの態様において、脱メタン装置底部温度の設定点は、輸入ＬＮＧのエタンとプロパンの含有量とともに増加して９５％のエタン回収率と９９％のプロパン回収率を実現することになり、その間に底部生成物における低メタン含有量（典型的に１％以下）を維持することを特に理解されたい。脱メタン装置底部生成物５は、バルブ６０を使用して約１００〜２５０ｐｓｉｇ（約０．６８９〜約１．７２ＭＰａ）に圧力低下されて、流れ１５を形成し、脱エタン装置６１の中間部に入る。
【００１９】
脱メタン装置側部リボイラー冷却によって、脱エタン装置は約２００ｐｓｉｇ〜約３００ｐｓｉｇ（約１．３８ＭＰａ〜約２．０７ＭＰａ）、さらに好ましくは１００ｐｓｉｇ〜２００ｐｓｉｇ（約０．６８９ＭＰａ〜約１．３８ＭＰａ）、最も好ましくは約８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（約０．５５１ＭＰａ〜約１．０３ＭＰａ）（たとえば、約１００ｐｓｉｇ（約０．６８９ＭＰａ）で）の圧力の圧力で動作し得るし、この値は従来の脱エタン装置の動作（典型的には約３５０ｐｓｉｇ（約２．４１ＭＰａ））よりも著しく低いことを理解されたい。エタンとプロパンの相対揮発度は低圧において増加して分離を容易にするので、低圧はエネルギーコスト面から有利である。脱メタン装置側部リボイラー（約−５０°Ｆ〜−８０°Ｆ）を使用すると、脱エタン装置オーバヘッド温度は、約−４０°Ｆ〜−２０°Ｆ、さらに典型的には−３０°Ｆ±５°Ｆまで低下され得るし、この値によって、脱エタンの動作圧力は典型的に１００ｐｓｉｇ（約０．６８９ＭＰａ）まで低下し得る。分留効率は低圧において良くなるので、脱エタン装置圧力が低下すると、必然的に分留トレイとリボイラーデューティが少なくて済む。
【００２０】
脱エタン装置オーバヘッド流６１は、脱メタン装置の側部リボイラー５８からの冷凍放出（ｒｅｆｒｉｇｅｒａｔｉｏｎ ｒｅｌｅａｓｅ）を利用して約−３０°Ｆ〜−１０°Ｆで典型的に完全に凝縮される。脱エタン装置オーバヘッドの凝縮流１７は、サージドラム６３に蓄えられる。部分（流れ２０）は、脱エタン装置還流として流れ２１を形成する還流ポンプ６４によってポンピングされる。もう１つの部分（流れ７）は、液化エタン生成物として抽出される。また、脱エタン装置６１は、リボイラー６２（たとえば、熱源としてグリコール伝熱システムを使用して）によって供給される熱を用いて底部生成物の流れ８を生成する。
【００２１】
典型的に圧力が約３５０ｐｓｉｇ〜５５０ｐｓｉｇ（約２．４１ＭＰａ〜約３．７９ＭＰａ）で温度が約−１２５°Ｆ〜−１４５°Ｆにある脱メタン装置のオーバヘッド４は、約−１３０°Ｆ〜−１４５°Ｆの温度の交換器５２で部分的に凝縮される。このように生成される２段階の流れ９は、この後、分離装置５３で９５％以上のメタンを含有する液体流１１と９９％以上のメタンを含有する希薄蒸気流１０とに分離される。液体流１１は還流ポンプ５４によってポンピングされ、低温希薄還流１２として脱メタン装置５７の最上部に戻される。分離装置蒸気流１０は、さらに冷却されて交換器５２で凝縮され、流れ６を形成する。
【００２２】
オーバヘッド交換器５２は、２つの機能を提供し、すなわち、エタンとプロパンの高い回収率を実現するとともに、分離装置の蒸気を液体がポンピング（蒸気圧縮ではなく）され得る液体に凝縮するために脱メタン装置に還流を提供し、したがって、エネルギー消費、資本、および運転コストを実質的に削減することを特に認識されたい。典型的に約−１３０°Ｆ〜約−１４５°Ｆの温度にある希薄液体流６は、パイプラインの伝達圧力に対して、必要に応じて、約１０００ｐｓｉｇ〜１５００ｐｓｉｇ（約６．８９１ＭＰａ〜約１０．３４ＭＰａ）までポンプ５５でポンピングされる。加圧された希薄ＬＮＧ流れ１３は、気化器５６でさらに加熱されて、約５０°Ｆ、またはパイプライン要件を満たすのに必要な他の温度の流れ１４を形成する。交換器５９、６２、および５６用の適当な熱源は、すべての知られている熱源（たとえば、加熱炉、海水交換器などの直接熱源、またはグリコール伝熱システムなどの間接熱源）を含むことに留意されたい。主要なプロセスの流れの典型的なガス組成、流動温度、および圧力が表１に示されている。当然ではあるが、他の供給組成の場合は熱および物質収支がわずかに異なるはずであることを理解されたい。ただし、ガス組成が大幅に変更された場合でも本発明の主題の構成および／または利点は依然として変らないことに留意されたい。
【００２３】
分留プロセスが高効率であることは、図４に描かれるような、供給ガス交換器５２と脱エタン装置還流交換器５８の複合曲線において理解され得る。放熱曲線と熱源曲線は、還流を発生する際に脱メタン装置オーバヘッドの凝縮で生じる温度ピンチと非常によく一致していることに留意されたい（このピンチを回避することによって、脱メタン装置の圧力は典型的に４５０ｐｓｉｇ〜６５０ｐｓｉｇ（約３．１０ＭＰａ〜約４．５０ＭＰａ）に調整されなければならないことになる）。このプロセスでは、ＬＮＧによる５０％以上の冷却デューティが脱メタン装置還流ドラムオーバヘッド蒸気からの残留ガスの再液化において使用される。
【００２４】
あるいは、脱メタン装置側部リボイラー５８は、図５の第２の例示的なプラントの概略図に示されるように、脱エタン装置６１の最上部に一体型コイルとして構成され得る。この構成において、流れ１８は脱メタン装置５７の下部から取り出され、ポンプ７０によってポンピングされて脱エタン装置オーバヘッドカラムの最上部に一体化されている還流交換器５８内を冷却する流れ１６を提供する。加熱された流れ１９は脱メタン装置に戻される。この流れは内部の還流２１を提供し、エタン生成物は流れ７としてオーバヘッド系から取り出される。プラントの前部は図３の構成と同じであり、図５の部品の残りの符号に関して、図５の同種の部品は図３と同じ符号を有することに留意されたい。
【００２５】
したがって、本発明の主題の好ましい態様において、ＬＮＧ処理プラントは、熱交換器を通過する輸入ＬＮＧの冷凍容量の少なくとも一部が脱メタン装置還流に冷凍を提供し、さらに、脱メタン装置還流ドラムオーバヘッド生成物に凝縮冷凍を提供するように構成される熱交換器を有する。最も典型的には、交換器を通過するＬＮＧは３００ｐｓｉｇ〜６００ｐｓｉｇ（約２．０７ＭＰａ〜約４．１３ＭＰａ）の圧力を有する。凝縮された脱メタン装置還流ドラムオーバヘッドを販売ガスパイプラインのガス圧力までポンピングする交換器には、ポンプがさらに結合されてもよい。好ましい吸収装置供給圧力は約４５０ｐｓｉｇ〜７５０ｐｓｉｇ（約３．１０ＭＰａ〜約５．１７ＭＰａ）であるが、分離圧力は好ましくは約４００ｐｓｉｇ〜６００ｐｓｉｇ（約２．７６ＭＰａ〜約４．１３ＭＰａ）であり、販売ガス供給圧力は好ましくは約７００ｐｓｉｇ〜１３００ｐｓｉｇ（約４．８２ＭＰａ〜約８．９６ＭＰａ）またはこれ以上である。したがって、本発明者らは、ＬＮＧが提供されて吸収装置供給圧力までポンピングされるＬＮＧの処理方法を想定している。９５％以上のエタン回収率が望ましい、特別に想定されたエタン回収プラントにおいて、脱メタン装置底部は脱エタン装置カラムでさらに処理されてＣ２オーバヘッド液体とＣ３＋底部生成物を生成し得る。この場合、脱エタン装置オーバヘッド還流デューティは、外部還流システムまたは一体型還流交換器の脱メタン装置の側部リボイラーデューティによって供給され得る。
【００２６】
したがって、本発明の主題に係る構成を用いて多くの利点が実現される可能性があることを認識されたい。特に、想定された構成は、輸入ＬＮＧから９５％以上のエタンと９９％以上のプロパンを回収することができ、９９％以上のメタンを含有する処理されたＬＮＧを生成し得ることを理解されたい。このプロセスは、様々な組成と熱容量を有する輸入ＬＮＧの処理を可能とし、さらに、北米市場やその他の排ガス重視市場向けパイプラインガスとＬＮＧ輸送燃料に使用され得る９９％メタンの天然ガスを生成する。さらに、想定された構成は、高純度のＬＰＧ液体燃料、ガソリン混合用のブタンプラス、および石油化学原料としてまたは複合サイクル発電所のエネルギー源としてのエタンを生成することになる。
【００２７】
さらに適当な想定と構成が２００５年６月２７日に出願された出願番号ＰＣＴ／ＵＳ０５／２２８８０（ＷＯ２００６／００４７２３として公開された）の本出願人による同時係属中の国際特許出願に記載されており、参照により本明細書に組み込まれる。たとえば、電力が圧縮供給ガスから抽出されなければならない場合、供給の液体部分は、ポンプで加圧され加熱されて、電力を生成するためにタービン内でさらに膨張される加熱圧縮液を形成する構成が想定される。このように膨張された流れは、この後、前述と同様に脱メタン装置に供給される。
【００２８】
したがって、ＬＮＧ処理および再ガス化の構成と方法の具体的な実施形態および用途が開示されてきた。しかし、当然のことながら、既に説明されたもののほかにも本明細書の発明概念から逸脱することのないさらに多くの変更形態が可能であることは当業者には明らかであろう。したがって、本発明の主題は、特許請求の範囲の趣旨においてのみ限定されるべきである。さらに、明細書と特許請求の範囲の両方を解釈する際には、すべての表現は文脈にしたがって可能な限り広い意味に解釈されるべきである。特に、「備える」および「備えている」という表現は、要素、部品、またはステップに非限定的に言及しており、言及された要素、部品、またはステップが存在し、または利用され、あるいは明示的に言及されない他の要素、部品またはステップと組み合わせられてもよいことを示しているものと解釈されたい。さらに、参照により本明細書に組み込まれた参照元の表現の定義または使用が本明細書で提供された表現の定義と一致していないかまたは相反している場合は、本明細書で提供された表現の定義が適用され、参照元の表現の定義は適用されない。
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＬＮＧ処理プラントであって、
還流脱メタン装置が底部生成物を還流脱エタン装置に提供するように、前記脱エタン装置に流体的に結合される前記脱メタン装置と、
前記脱メタン装置に結合され、前記脱メタン装置の側面抽出を使用して脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって還流を前記脱エタン装置とエタン液に提供するように構成される前記脱メタン装置に結合される熱交換回路と、
前記還流脱メタン装置に流体的に結合され、脱メタン装置オーバヘッド生成物と、前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記蒸気部分とに、冷凍を提供するようにさらに構成される供給交換器と、
を備える、ＬＮＧ処理プラント。
【請求項２】
前記熱交換回路が冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する脱メタン装置側部リボイラーを備える、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項３】
前記液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物を受け入れるように構成され、前記液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物の少なくとも一部を還流として前記脱エタン装置に提供するようにさらに構成されたサージドラムをさらに備える、請求項２に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項４】
前記熱交換回路が一体型コイルを前記脱エタン装置頂部に備え、前記コイルは前記脱メタン装置から側面抽出を受け入れ、これによって冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化するように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項５】
前記熱交換回路が前記脱エタン装置オーバヘッド温度が−２５°Ｆ〜−３５°Ｆであるように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項６】
前記脱エタン装置が８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（０．５５ＭＰａ〜１．０３ＭＰａ）の圧力で動作するように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項７】
分離装置が前記脱メタン装置オーバヘッド生成物を前記蒸気部分と液体部分に分離し、前記分離装置は前記液体部分が脱メタン装置還流として前記脱メタン装置に供給されるように前記脱メタン装置に流体的に結合される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項８】
前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記液化された蒸気部分をパイプライン圧力までポンピングする前記供給交換器に流体的に結合されたポンプをさらに備える、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項９】
前記供給交換器と前記熱交換回路は少なくとも９５％のエタン回収と少なくとも９９％のメタン純度を可能にするように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項１０】
ＬＮＧを３００ｐｓｉｇ〜１５００ｐｓｉｇ（２．０７ＭＰａ〜１０．３４ＭＰａ）の圧力で前記供給交換器にポンピングするポンプをさらに備える、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項１１】
ＬＮＧの処理方法であって、
還流脱メタン装置から還流脱エタン装置に底部生成物を提供するステップと、
脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって前記脱エタン装置とエタン液への還流を形成するために熱交換回路で前記脱メタン装置の側面抽出を使用するステップと、
ＬＮＧ供給交換器において、脱メタン装置オーバヘッド生成物と、前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記蒸気部分とに、冷凍を提供するステップと、
を備える、方法。
【請求項１２】
前記熱交換回路が冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する脱メタン装置側部リボイラーを備える、請求項１１に記載の方法。
【請求項１３】
前記液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物の一部分が前記還流として前記脱エタン装置に供給される、請求項１２に記載の方法。
【請求項１４】
前記熱交換回路が前記脱エタン装置頂部に一体型コイルを備え、前記コイルは前記脱メタン装置から側面抽出を受け入れ、これによって冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する、請求項１１に記載の方法。
【請求項１５】
前記脱エタン装置が−２５°Ｆ〜−３５°Ｆのオーバヘッド温度で動作される、請求項１１に記載の方法。
【請求項１６】
前記脱エタン装置が８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（０．５５ＭＰａ〜１．０３ＭＰａ）の圧力で動作される、請求項１１に記載の方法。
【請求項１７】
前記脱メタン装置オーバヘッド生成物を前記蒸気部分と液体部分に分離し、前記液体部分を脱メタン装置還流として前記脱メタン装置に供給するステップをさらに備える、請求項１１に記載の方法。
【請求項１８】
前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記液化された蒸気部分をパイプライン圧力までポンピングするステップをさらに備える、請求項１１に記載の方法。
【請求項１９】
前記供給交換器と前記熱交換回路は少なくとも９５％のエタン回収と少なくとも９９％のメタン純度を可能にするように構成される、請求項１１に記載の方法。
【請求項２０】
ＬＮＧを３００ｐｓｉｇ〜１５００ｐｓｉｇ（２．０７ＭＰａ〜１０．３４ＭＰａ）の圧力で前記供給交換器にポンピングするステップをさらに備える、請求項１１に記載の方法。
【請求項１】
ＬＮＧ処理プラントであって、
還流脱メタン装置が底部生成物を還流脱エタン装置に提供するように、前記脱エタン装置に流体的に結合される前記脱メタン装置と、
前記脱メタン装置に結合され、前記脱メタン装置の側面抽出を使用して脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって還流を前記脱エタン装置とエタン液に提供するように構成される前記脱メタン装置に結合される熱交換回路と、
前記還流脱メタン装置に流体的に結合され、脱メタン装置オーバヘッド生成物と、前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記蒸気部分とに、冷凍を提供するようにさらに構成される供給交換器と、
を備える、ＬＮＧ処理プラント。
【請求項２】
前記熱交換回路が冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する脱メタン装置側部リボイラーを備える、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項３】
前記液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物を受け入れるように構成され、前記液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物の少なくとも一部を還流として前記脱エタン装置に提供するようにさらに構成されたサージドラムをさらに備える、請求項２に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項４】
前記熱交換回路が一体型コイルを前記脱エタン装置頂部に備え、前記コイルは前記脱メタン装置から側面抽出を受け入れ、これによって冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化するように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項５】
前記熱交換回路が前記脱エタン装置オーバヘッド温度が−２５°Ｆ〜−３５°Ｆであるように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項６】
前記脱エタン装置が８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（０．５５ＭＰａ〜１．０３ＭＰａ）の圧力で動作するように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項７】
分離装置が前記脱メタン装置オーバヘッド生成物を前記蒸気部分と液体部分に分離し、前記分離装置は前記液体部分が脱メタン装置還流として前記脱メタン装置に供給されるように前記脱メタン装置に流体的に結合される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項８】
前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記液化された蒸気部分をパイプライン圧力までポンピングする前記供給交換器に流体的に結合されたポンプをさらに備える、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項９】
前記供給交換器と前記熱交換回路は少なくとも９５％のエタン回収と少なくとも９９％のメタン純度を可能にするように構成される、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項１０】
ＬＮＧを３００ｐｓｉｇ〜１５００ｐｓｉｇ（２．０７ＭＰａ〜１０．３４ＭＰａ）の圧力で前記供給交換器にポンピングするポンプをさらに備える、請求項１に記載のＬＮＧ処理プラント。
【請求項１１】
ＬＮＧの処理方法であって、
還流脱メタン装置から還流脱エタン装置に底部生成物を提供するステップと、
脱エタン装置オーバヘッド生成物を凝縮し、これによって前記脱エタン装置とエタン液への還流を形成するために熱交換回路で前記脱メタン装置の側面抽出を使用するステップと、
ＬＮＧ供給交換器において、脱メタン装置オーバヘッド生成物と、前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の蒸気部分を液化するのに十分な量の前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記蒸気部分とに、冷凍を提供するステップと、
を備える、方法。
【請求項１２】
前記熱交換回路が冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する脱メタン装置側部リボイラーを備える、請求項１１に記載の方法。
【請求項１３】
前記液化された脱エタン装置オーバヘッド生成物の一部分が前記還流として前記脱エタン装置に供給される、請求項１２に記載の方法。
【請求項１４】
前記熱交換回路が前記脱エタン装置頂部に一体型コイルを備え、前記コイルは前記脱メタン装置から側面抽出を受け入れ、これによって冷凍容量を前記脱エタン装置オーバヘッド生成物に提供し、これによって前記脱エタン装置オーバヘッド生成物を液化する、請求項１１に記載の方法。
【請求項１５】
前記脱エタン装置が−２５°Ｆ〜−３５°Ｆのオーバヘッド温度で動作される、請求項１１に記載の方法。
【請求項１６】
前記脱エタン装置が８０ｐｓｉｇ〜１５０ｐｓｉｇ（０．５５ＭＰａ〜１．０３ＭＰａ）の圧力で動作される、請求項１１に記載の方法。
【請求項１７】
前記脱メタン装置オーバヘッド生成物を前記蒸気部分と液体部分に分離し、前記液体部分を脱メタン装置還流として前記脱メタン装置に供給するステップをさらに備える、請求項１１に記載の方法。
【請求項１８】
前記脱メタン装置オーバヘッド生成物の前記液化された蒸気部分をパイプライン圧力までポンピングするステップをさらに備える、請求項１１に記載の方法。
【請求項１９】
前記供給交換器と前記熱交換回路は少なくとも９５％のエタン回収と少なくとも９９％のメタン純度を可能にするように構成される、請求項１１に記載の方法。
【請求項２０】
ＬＮＧを３００ｐｓｉｇ〜１５００ｐｓｉｇ（２．０７ＭＰａ〜１０．３４ＭＰａ）の圧力で前記供給交換器にポンピングするステップをさらに備える、請求項１１に記載の方法。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【公表番号】特表２００９−５３８３７２（Ｐ２００９−５３８３７２Ａ）
【公表日】平成２１年１１月５日（２００９．１１．５）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２００９−５１２１４３（Ｐ２００９−５１２１４３）
【出願日】平成１９年５月２３日（２００７．５．２３）
【国際出願番号】ＰＣＴ／ＵＳ２００７／０１２３７６
【国際公開番号】ＷＯ２００７／１３９８７６
【国際公開日】平成１９年１２月６日（２００７．１２．６）
【出願人】（５０６３５４４３４）フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン (35)
【公表日】平成２１年１１月５日（２００９．１１．５）
【国際特許分類】
【出願日】平成１９年５月２３日（２００７．５．２３）
【国際出願番号】ＰＣＴ／ＵＳ２００７／０１２３７６
【国際公開番号】ＷＯ２００７／１３９８７６
【国際公開日】平成１９年１２月６日（２００７．１２．６）
【出願人】（５０６３５４４３４）フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン (35)
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