(57)【要約】多相炭化水素流（１４５）を処理して、液化天然ガス（ＬＮＧ）流のような処理液体炭化水素流（１６５）を与える。多相炭化水素流（１４５）を第１の気／液分離器（１５０）に送り、そこで第１の圧力において分離して、第１分離器炭化水素蒸気流（２０５）及び第１分離器塔底流（１５５）を与える。第１分離器塔底流（１５５）は、次に第２の気／液分離器（１６０）内で第１の圧力よりも低い第２の圧力において分離して、第２分離器炭化水素蒸気流（１７５）及び処理液体炭化水素流（１６５）を与える。第２分離器炭化水素蒸気流（１７５）は塔頂流圧縮機（１８０）内で圧縮してストリッピング蒸気流（１８５）を与え、これを第１の気／液分離器（１５０）に送る。【選択図】  図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
少なくとも、
・天然ガスから気相及び液相を含む多相炭化水素流を製造し；
・多相炭化水素流を第１の気／液分離器に送り；
・多相炭化水素流を第１の気／液分離器内で第１の圧力において分離して、炭化水素及び窒素を含む第１分離器炭化水素蒸気流、及び第１分離器塔底流を与え；
・第１分離器塔底流を第２の気／液分離器内で第２の圧力において分離して、第２分離器炭化水素蒸気流、及びＬＮＧの形態の処理液体炭化水素流を与え、ここで第２の圧力は第１の圧力よりも低く；
・第２分離器炭化水素蒸気流を塔頂流圧縮機内で圧縮して、ストリッピング蒸気流を与え；そして
・ストリッピング蒸気流を、多相炭化水素流が第１の気／液分離器に送られるレベルよりも重力的に低いレベルにおいて第１の気／液分離器に送る；
工程を含む、多相炭化水素流を処理して処理液体炭化水素流を与える方法。
【請求項２】
塔頂流圧縮機による第２分離器炭化水素蒸気流の圧縮によって第１の圧力以上の第３の圧力のストリッピング蒸気流が与えられる、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
・第１分離器炭化水素蒸気流から低圧燃料ガス流を取り出し；
・低圧燃料ガス流を、第１分離器炭化水素蒸気流の圧力以下の燃料ガス圧力において燃焼装置に送る；
ことを更に含む、請求項１又は２に記載の方法。
【請求項４】
第１の気／液分離器の第１の圧力が燃料ガス圧力以上であり、第１分離器炭化水素蒸気流も低圧燃料ガス流も燃焼装置において用いる前に圧縮しない、請求項３に記載の方法。
【請求項５】
燃焼装置が、炉、ボイラー、二元燃料ディーゼルエンジンからなる群からの１つである、請求項３又は４に記載の方法。
【請求項６】
第１分離器炭化水素蒸気流から低圧燃料ガス流を取り出す工程が、
・第１分離器炭化水素蒸気流を燃料ガス熱交換器内で加温流に対して加温して、低圧燃料ガス流及び冷却された加温流を与える；
工程を含む、請求項３〜５のいずれかに記載の方法。
【請求項７】
天然ガスから多相炭化水素流を製造する工程が、
・天然ガスの一部を燃料ガス熱交換器内において加温流として第１分離器炭化水素蒸気流に対して冷却して、冷却されたプロセス流の形態の冷却された加温流を与える；
ことを含む、請求項６に記載の方法。
【請求項８】
第１分離器炭化水素蒸気流が、３０モル％〜９５モル％の窒素を含み、及び／又は２〜１５ｂａｒａの範囲の圧力を有する、請求項１〜７のいずれかに記載の方法。
【請求項９】
処理液体炭化水素流が１モル％未満の窒素を含む、請求項１〜８のいずれかに記載の方法。
【請求項１０】
天然ガスから多相炭化水素流を製造する工程が、天然ガスを冷却及び／又はその圧力を変化させることを含む、請求項１〜９のいずれかに記載の方法。
【請求項１１】
天然ガスから多相炭化水素流を製造する工程が、
・昇圧下の天然ガス流から炭化水素供給流を与え；
・炭化水素供給流から継続炭化水素流を抽出し；
・継続流を冷却及び液化ユニットに送って、そこで冷却及び少なくとも部分的に液化して少なくとも部分的に液化した炭化水素流を与え；
・少なくとも部分的に液化した炭化水素流を少なくとも１つの炭化水素流膨張装置の入口に送り、その中で少なくとも部分的に液化した炭化水素流の圧力を低下させて多相炭化水素流を与える；
ことを含む、請求項１〜１０のいずれかに記載の方法。
【請求項１２】
・炭化水素供給流を、１５モル％より低い窒素含量及び１５ｂａｒａより高い圧力の一方又は両方を有する高圧燃料ガス流、及び継続炭化水素流に分離する；
ことを更に含む、請求項１１に記載の方法。
【請求項１３】
少なくとも、
・液化ユニット及び１以上の炭化水素流膨張装置の少なくとも１つを含む、天然ガスから多相炭化水素流を製造する手段；
・多相炭化水素流を受容して、それを、炭化水素及び窒素を含む第１分離器炭化水素蒸気流、及び第１分離器塔底流に分離するように配置されており、多相炭化水素流を第１の気／液分離器に供給するための第１の入口、第１の気／液分離器から第１分離器炭化水素蒸気流を排出するための第１の出口、第１の気／液分離器から第１分離器塔底流を排出するための第２の出口、並びに第１の入口よりも重力的に低いレベルに配置されている、ストリッピング蒸気流を第１の気／液分離器中に供給するための第２の入口を有する第１の気／液分離器；
・第１分離器塔底流を受容して、それを第２分離器炭化水素蒸気流、及びＬＮＧの形態の処理液体炭化水素流に分離するように配置されており、第１の気／液分離器の第２の出口と流体連絡している、第１分離器塔底流を第２の気／液分離器中に供給するための第１の入口、第２の気／液分離器から第２分離器炭化水素蒸気流を排出するための第１の出口、及び第２の気／液分離器から処理液体炭化水素流を排出するための第２の出口を有する第２の気／液分離器；
・第１の気／液分離器の第２の出口と第２の気／液分離器の第１の入口との間に配置されている、第１分離器塔底流の圧力を低下させるための塔底流膨張装置；及び
・第２の気／液分離器の第１の出口と流体連絡している、第２分離器炭化水素蒸気流を受容するための入口、及び第１の気／液分離器の第２の入口と流体連絡している、ストリッピング蒸気流を排出するための出口を有する、第２分離器炭化水素蒸気流を圧縮してストリッピング蒸気流を与える塔頂流圧縮機；
を含む、液相及び気相を含む多相炭化水素流を処理してＬＮＧの形態の処理液体炭化水素流を与える装置。
【請求項１４】
液化ユニットから排出される少なくとも部分的に液化した炭化水素流を膨張させて多相炭化水素流を与える１以上の炭化水素流膨張装置が液化ユニットの下流に接続されており、１以上の炭化水素流膨張装置が、少なくとも部分的に液化した炭化水素流を受容するための入口、及び多相炭化水素流を排出するための出口を有し、該出口が第１の気／液分離器の第１の入口に接続されている、請求項１３に記載の装置。
【請求項１５】
・第１分離器炭化水素蒸気流の圧力以下の燃料ガス圧力において運転され、第１分離器炭化水素流から取り出される低圧燃料ガスを受容するように配置されている燃焼装置；
を更に含む、請求項１３又は１４に記載の装置。
【請求項１６】
第１の気／液分離器の第１の出口と燃焼装置との間に圧縮機が存在しない、請求項１５に記載の装置。
【請求項１７】
燃焼装置が、炉、ボイラー、二元燃料ディーゼルエンジンからなる群からの１つである、請求項１５又は１６に記載の装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、多相炭化水素流を処理するための方法及び装置に関する。
本方法及び装置は、処理液体炭化水素流を与える。更に低圧燃料ガス流を与えることができる。
【背景技術】
【０００２】
多相炭化水素流に関する通常の源は、天然ガス流、或いは、例えば天然ガスを冷却し及び／又はその圧力を変化させることによって気相および液相を含む多相流を形成することによって天然ガスから製造される多相流である。而して、ここに記載する方法は、液化天然ガス（ＬＮＧ）流の形態の処理液体炭化水素流を与えるために用いることができる。
【０００３】
天然ガスは有用な燃料源であり、更には種々の炭化水素化合物の源である。数多くの理由のために、天然ガス流の源又はその付近において液化天然ガス（ＬＮＧ）プラント内で天然ガスを液化することがしばしば望ましい。一例として、液体はより小さい体積を占め、高圧で貯蔵する必要がないので、天然ガスは気体形態よりも液体としてより容易に貯蔵及び長距離にわたって輸送することができる。
【０００４】
通常は、主としてメタンを含む天然ガスは昇圧状態でＬＮＧプラントに導入し、予備処理して極低温における液化のために好適な精製供給流を生成させる。精製ガスは、熱交換器を用いる複数の冷却段階を通して処理して、液化が達成されるまでその温度を徐々に低下させる。次に、液体天然ガスを更に冷却し、貯蔵及び輸送のために好適な最終的な雰囲気圧力に膨張させる。それぞれの膨張工程からのフラッシングされた蒸気を燃料ガス源として用いることができる。
【０００５】
天然ガスのような幾つかの炭化水素流は相当量の窒素を含む可能性があり、炭化水素流から窒素の少なくとも一部を除去するために特別な手段を採らない場合には、燃料ガス及び製造される液化炭化水素流が望ましくなく高い窒素レベルを含む可能性がある。多くのＬＮＧの仕様においては、最終製品中において１モル％未満の窒素が要求されている。
【０００６】
ＵＳ−２００８／００６６４９３においては、液化天然ガスを処理して、窒素（Ｎ２）のような低い沸点を有する成分の含量が減少した液体天然ガス流を与える方法が開示されている。この方法は、液化天然ガスを膨張させて膨張多相流体を与え、多相流体をカラム中の気／液接触セクションの下方に導入して、低い沸点を有する成分の含量が減少した塔底液体流、及び窒素のような低い沸点を有する成分に富む塔頂気体流を得ることを含む。塔底液体流はフラッシュ容器に送る。低い沸点を有する成分に富む塔頂気体流は熱交換器内で加熱して、次に燃料ガス圧力に圧縮して燃料ガスを得る。再循環流を燃料ガスから分離し、熱交換器内で低い沸点を有する成分に富む塔頂気体流に対して少なくとも部分的に凝縮させて、カラムの気／液接触セクションの上方に還流として導入する。ＵＳ−２００８／００６６４９３の複数の態様においては、（フラッシュ容器からの）第２の気体流も熱交換器内で加熱し、燃料ガス圧力に圧縮し、再循環流に加える。
【０００７】
而して、塔頂気体流中に存在する冷熱の少なくとも一部を用いて再循環流を再凝縮させて還流を生成させるが、この冷熱を用いてプロセス内の他の箇所の他のプロセス流を冷却することはできない。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】ＵＳ−２００８／００６６４９３
【発明の概要】
【０００９】
第１の形態においては、本発明は、少なくとも、
・天然ガスから気相及び液相を含む多相炭化水素流を製造し；
・多相炭化水素流を第１の気／液分離器に送り；
・多相炭化水素流を第１の気／液分離器内で第１の圧力において分離して、炭化水素及び窒素を含む第１分離器炭化水素蒸気流、及び第１分離器塔底流を与え；
・第１分離器塔底流を第２の気／液分離器内で第２の圧力において分離して、第２分離器炭化水素蒸気流、及びＬＮＧの形態の処理液体炭化水素流を与え、ここで第２の圧力は第１の圧力よりも低く；
・第２分離器炭化水素蒸気流を塔頂流圧縮機内で圧縮して、ストリッピング蒸気流を与え；そして
・ストリッピング蒸気流を、多相炭化水素流が第１の気／液分離器に送られるレベルよりも重力的に低いレベルで第１の気／液分離器に送る；
工程を含む、多相炭化水素流を処理して処理液体炭化水素流を与える方法を提供する。
【００１０】
更なる形態においては、本発明は、少なくとも、
・液化ユニット及び１以上の炭化水素流膨張装置の少なくとも１つを含む、天然ガスから多相炭化水素流を製造する手段；
・多相炭化水素流を受容して、それを、炭化水素及び窒素を含む第１分離器炭化水素蒸気流、及び第１分離器塔底流に分離するように配置されており、多相炭化水素流を第１の気／液分離器に供給するための第１の入口、第１の気／液分離器から第１分離器炭化水素蒸気流を排出するための第１の出口、第１の気／液分離器から第１分離器塔底流を排出するための第２の出口、並びに第１の入口よりも重力的に低いレベルに配置されている、ストリッピング蒸気流を第１の気／液分離器中に供給するための第２の入口を有する第１の気／液分離器；
・第１分離器塔底流を受容して、それを第２分離器炭化水素蒸気流、及びＬＮＧの形態の処理液体炭化水素流に分離するように配置されており、第１の気／液分離器の第２の出口と流体連絡している、第１分離器塔底流を第２の気／液分離器中に供給するための第１の入口、第２の気／液分離器から第２分離器炭化水素蒸気流を排出するための第１の出口、及び第２の気／液分離器から処理液体炭化水素流を排出するための第２の出口を有する第２の気／液分離器；
・第１の気／液分離器の第２の出口と第２の気／液分離器の第１の入口との間に配置されている、第１分離器塔底流の圧力を低下させるための塔底流膨張装置；及び
・第２の気／液分離器の第１の出口と流体連絡している、第２分離器炭化水素蒸気流を受容するための入口、及び第１の気／液分離器の第２の入口と流体連絡している、ストリッピング蒸気流を排出するための出口を有する、第２分離器炭化水素蒸気流を圧縮してストリッピング蒸気流を与える塔頂流圧縮機；
を含む、液相及び気相を含む多相炭化水素流を処理してＬＮＧの形態の処理液体炭化水素流を与える装置を提供する。
【００１１】
ここで、例示のみの目的で、添付の非限定的な図面を参照して本発明の複数の態様を記載する。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】図１は、一態様による多相炭化水素流を処理するための方法及び装置の概要図である。
【図２】図２は、多相炭化水素流処理方法及び装置を組み込んだ炭化水素供給流を液化する方法及び装置の概要図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
この記載の目的のために、ライン及びそのライン内を運ばれる流れに対して単一の参照番号を割り当てる。
ここに開示する方法及び装置は、異なる圧力で運転する２つの気／液分離器内における２つの連続工程での多相流の成分分離における改良を提案するものである。第２の気／液分離器からの第２分離器炭化水素蒸気流を塔頂流圧縮機内で圧縮して、ストリッピング蒸気流として第１の気／液分離器に戻す。
【００１４】
本発明は、有利には、還流を生成させるために塔頂気体流中の冷熱を用いることを必要としない、多相炭化水素流を処理して処理液体炭化水素流を与える方法及び装置を提供することができる。
【００１５】
本発明の方法及び装置は、成分分離を向上させるために、第２の気／液分離器からの蒸気流の圧縮によって与えられるストリッピング蒸気を第１の気／液分離器内で有利に用いる。第２の気体流からストリッピング蒸気を生成させることによって、第２の気体流を用いて、成分分離を、それ又はその一部を再凝縮させる必要なしに促進させることができる。
【００１６】
したがって、ＵＳ−２００８／００６６４９３においては還流を生成させて成分の分離における所望の効率を達成するために必要であった第１分離器炭化水素蒸気流中の冷熱を、ここでは全く用いる必要がなくなった。勿論、本発明は、還流をなお（第１分離器炭化水素蒸気及び／又は外部冷媒からの冷熱を用いて）生成させて、これを用いて成分分離を更に向上させることができるというオプションを排除していないが、これはここでは完全に随意的である。本発明の幾つかの態様の群においては、ＵＳ−２００８／００６６４９３において用いられるもののような還流は必要ない。
【００１７】
１以上の炭化水素流膨張装置並びに第１及び第２の気／液分離器によって、ＬＮＧ留分フラッシュシステムの一部を形成することができる。更に、少なくとも部分的に液化した炭化水素流の圧力を低下させて多相炭化水素流を与え、次に第１及び第２の気／液分離器内で分離することで、ＬＮＧ留分フラッシュプロセスの一部を形成することができる。
【００１８】
したがって、天然ガスからの多相炭化水素流の製造には、以下の：
・昇圧下の天然ガス流から炭化水素供給流を与え；
・炭化水素供給流から継続炭化水素流を抽出し；
・継続流を冷却及び液化ユニットに送って、そこで冷却及び少なくとも部分的に液化して、少なくとも部分的に液化した炭化水素流を与え；
・少なくとも部分的に液化した炭化水素流を少なくとも１つの炭化水素流膨張装置の入口に送り、その中で少なくとも部分的に液化した炭化水素流の圧力を低下させて多相炭化水素流を与える；
工程を含ませることができる。
【００１９】
多相流は気相及び液相を含んでいてよい。本発明にしたがって製造される処理液体炭化水素流は、特にＬＮＧの形態で与えられる場合には、それを気化してネットワークガスとして用いるのに好適な仕様を有することができる。
【００２０】
例示の以下の説明に縛られることは望まないが、本出願人らは、塔頂流圧縮機によって第２分離器炭化水素蒸気流に圧縮熱が与えられて、これが特殊なリボイラーとして機能して、第２分離器炭化水素蒸気流よりも高い圧力及び温度の第１の気／液分離器のためのストリッピング蒸気流が与えられることを示唆する。このストリッピング蒸気流によって、第１の気／液分離器内における膨張炭化水素流からの窒素のようなより低い沸点の成分の分離が促進される。より低い沸点の成分は、第１分離器炭化水素蒸気流に取り出される。
【００２１】
第１分離器炭化水素蒸気流が純粋な窒素ではなく、炭化水素材料も含む場合には、この流れを燃料ガスとして用いることができる。而して、本発明には、
・第１分離器炭化水素蒸気流から低圧（ＬＰ）燃料ガス流を取り出し；そして
・低圧燃料ガス流を、第１分離器炭化水素蒸気流の圧力以下の燃料ガス圧力で燃焼装置に送る；
ことを更に含ませることができる。第１の気／液分離器の第１の圧力は燃料ガス圧力又はそれ以上であってよい。有利には、第１分離器炭化水素蒸気流も低圧燃料ガス流も、燃焼装置において用いる前に圧縮しない。
【００２２】
ＵＳ−２００８／００６６４９３においては、カラム内で分離されるＮ２及び他の蒸気成分を圧縮して高圧燃料ガス流に取り出す。ＵＳ−２００８／００６６４９３の表１には、３．０５モル％の窒素含量を有する天然ガス供給流を処理して、０．６５モル％の窒素含量を有する液化天然ガス流、及び２４モル％の窒素含量を有する燃料ガスを与える例が開示されている。しかしながら、高窒素含量の燃料ガス流は、液化施設内の圧縮機又は発電機を駆動するのに通常用いられるガスタービンに供給するのに用いる場合には大きな問題を生じさせる可能性がある。例えば、多くの航空転用ガスタービンは、現時点ではそれらの燃料ガス中の１５モル％より多い窒素含量を許容することができない。
【００２３】
したがって、本方法及び装置の好ましい態様においては、第１分離器炭化水素蒸気流を低圧燃料ガス流として用いる。大量の窒素を有する燃料ガスは、なお、例えば炉、ボイラー、及び／又は二元燃料ディーゼルエンジンに供給する低圧燃料ガスとして用いることができる。
【００２４】
ここで用いる低圧燃料ガス流における「低圧」という用語は、ガスタービンに供給するために必要な「高圧」燃料ガス流に対して相対的なものである。本発明の目的のためには、低圧燃料ガスは、２〜１５ｂａｒａの範囲、より具体的には２〜１０ｂａｒａの範囲の圧力であってよい。高圧（ＨＰ）燃料は、１５ｂａｒａより高く、一般に１５〜４０ｂａｒａの範囲、より具体的には２０〜３０ｂａｒａの範囲の圧力であってよい。
【００２５】
第１の気／液分離器は、有利には、第１分離器炭化水素蒸気流を使用前に圧縮する必要がないか又は大きく圧縮する必要がない十分に高い圧力で有利に与えることができるような、好適な燃料ガス圧力又はそれ以上で運転することができる。而して、第１の気／液分離器の第１の圧力は、第１分離器炭化水素蒸気流が所望の燃料ガス圧力か又はそれ以上の圧力で与えられるように選択することが好ましい。
【００２６】
特に低圧燃料として用いる場合には、本発明の第１分離器炭化水素蒸気流は、広範囲のＮ２、例えば３０モル％〜９５モル％の範囲、より好ましくは６０モル％〜９５モル％の範囲のＮ２を含んでいてよい。
【００２７】
而して、本発明は、有利には、炉又は焼却炉のような燃焼装置、或いは例えば発電機のために用いることができる二元燃料ディーゼルエンジンにおいて用いるのに好適な低圧燃料ガス流を与えるために用いることができる。低圧燃料ガス流は、第１分離器炭化水素蒸気流から加温によって取り出すことができる。第１分離器炭化水素蒸気流を任意の好適な熱交換装置に送って、その中でプロセス流を冷却するために用いることができる。有利には、プロセス流を天然ガスの一部の形態で与えて、天然ガスのこの部分を冷却することができる。
【００２８】
ガスタービン用の燃料として用いるのに好適な高圧（ＨＰ）燃料ガス流を与えるために、ここに開示する処理方法及び装置を、炭化水素供給流を液化する方法及びそのための装置の中に含ませることができる。高圧燃料ガスは、炭化水素供給流から液化の前に抽出することができる。炭化水素供給流は第１分離器炭化水素蒸気流から取り出される低圧燃料ガス流と比べて低い窒素含量を有する可能性があるので、これは有利である。更に、炭化水素供給流は高圧流であるので、燃料ガス流として用いるためにこの流れの一部を更に加圧する必要はない。而して、高圧燃料ガス圧縮機は必要ない。必要な場合には、炭化水素供給流が過度に高い圧力である場合には、抽出された燃料ガスの圧力を燃料として用いる前に場合によっては圧力低下させることができる。
【００２９】
更に、ここに開示する方法は、液化炭化水素流の膨張によって生成する気体流を高圧燃料ガス流として用いることが回避されるので有利である。留分フラッシュプロセスのような気／液分離工程によって生成するかかる気体流は、分離器によって生成する液体生成物と比べて窒素のようなより低い沸点の成分のより高い含量を有する。
【００３０】
図面を参照すると、図１は、第１の態様による多相炭化水素流１４５を処理するための方法及び装置１を示す。多相炭化水素流１４５は天然ガスから取り出される。多相炭化水素流１４５は気相及び液相を含む。多相炭化水素流１４５をどのようにして与えることができるかの一例は、図２を参照して下記により詳細に議論する。
【００３１】
多相炭化水素流１４５は、第１の気／液分離器１５０の第１の入口１４８に送る。第１の気／液分離器１５０は、第１の出口１５１において塔頂流として第１分離器炭化水素蒸気流２０５、及び第１の気／液分離器１５０の底部又はその付近の第２の出口１５２において液体流である第１分離器塔底流１５５ａを与える。第１の気／液分離器１５０は、分留又は蒸留カラムのような分離カラムの形態であってよい。第１の気／液分離器１５０は、好ましくは窒素分離カラムの形態で与える。第１分離器炭化水素蒸気流２０５は、通常は、炭化水素、通常は主としてメタン、及び窒素を含む。
【００３２】
分離は、液体炭化水素流中の窒素の更に低い含量を達成し、なお低圧燃料ガス流として使用することができるように好ましくは２〜１５ｂａｒａ、より好ましくは２〜１０ｂａｒａの範囲である第１の圧力で行う。
【００３３】
第１の気／液分離器１５０内での分離を促進させるために、第２の入口１４９においてストリッピング蒸気流１８５ａを供給する。第２の入口１４９は、通常は当業者に公知の蒸気吸入装置を有する。第２の入口１４９は、好ましくは、窒素のような炭化水素混合物のより軽質の成分の多相炭化水素流の液相から気相への効率的なストリッピングを与えるために、第１の入口１４８よりも重力的に低いレベルに配置する。第１の入口１４８は、通常は当業者に公知の入口分配器を有する。
【００３４】
好ましい態様においては、第１の気／液分離器１５０は、好ましくは分離を向上させるためのトレー又は充填材のような接触向上手段１５４を含む接触区域を含む。接触向上手段１５４は、好ましくは重力的に第１及び第２の入口１４８、１４９の間に配置する。
【００３５】
接触向上手段には、液相を次段のトレーに落下する前にそれぞれのトレーに沿って水平に流し、気相をトレー内の穴を通してバブリングさせるように配置することができる上下に積層した複数のトレーを含ませることができる。これによって、液相と気相の間の接触領域の量が増加する。或いは、接触向上手段には充填材を含ませることができる。充填材の接触区域はトレーと同じように運転し、組織化されていてもランダムであってもよい充填材によって液相と気相の間の接触領域が増加する。
【００３６】
第１分離器炭化水素蒸気流２０５は、炭化水素及び３０モル％以上のＮ２を含む可能性がある。第１分離器炭化水素蒸気流２０５は１０ｂａｒａ以下の圧力を有することが好ましい。
【００３７】
低圧燃料ガス流２１５は、第１分離器炭化水素蒸気流２０５から取り出すことができる。例えば、第１分離器炭化水素蒸気流２０５を燃料ガス熱交換器２１０に送って、そこで加温流３５５に対して加温して、例えば約５又は６ｂａｒａの圧力の低圧燃料ガス流２１５を与えることができる。同時に、加温流は冷却されて冷却された加温流３６５になる。
【００３８】
燃料ガス熱交換器２１０は外気加熱器のような加熱器であってよく、この場合には加温流３５５を周囲空気又は周囲水の形態で与えて、冷却された空気流又は冷却された水流の形態の冷却された加温流３６５を与えることができる。冷却された加温流３６５は、他の流れを冷却する中間流として用いることができる。しかしながら好ましい態様においては、加温流３５５は、冷却することが必要なプロセス流の形態で与え、したがって冷却されたプロセス流が更に与えられる。このように、第１分離器炭化水素蒸気流２０５からの冷熱を、炭化水素又は冷媒流のような装置１内のプロセス流に冷却を与えるために効率的に用いることができる。これの一例は図２の態様に関連して与える。
【００３９】
低圧燃料ガス流２１５は３０モル％以上のＮ２を含む可能性がある。低圧燃料ガス流２１５は次に低圧燃料ガスネットワークに送ることができる。図１は、低圧燃料ガス流２１５を１以上の低圧燃料ガスを消費する装置２２０、例えば炉、ボイラー、又は二元燃料ディーゼルエンジンのような燃焼装置に直接送ることを示している。かかる燃焼装置は、通常は当業者に公知なように低圧燃料ガス中の窒素の高いレベルを許容することができる。
【００４０】
第１の気／液分離器１５０からの第１分離器塔底流１５５ａは、第２の気／液分離器１６０の第１の入口１５８に送ることができる。第２の気／液分離器１６０は、第１の気／液分離器１５０内で分離を与えるのに用いる第１の圧力よりも低い第２の圧力で運転する。第２の圧力は、好ましくは４ｂａｒａ未満、更により好ましくは２ｂａｒａ未満である。第２の圧力は、好適には大気圧又は大気圧付近であってよい。本発明の目的のためには、大気圧又は大気圧付近とは、好ましくは１〜１．３ｂａｒａの間の圧力と解釈される。
【００４１】
第１及び第２の気／液分離器１５０、１６０の間の圧力低下が適切な第２の圧力を与えるのに不十分である場合には、第１分離器塔底流１５５ａを塔底流膨張装置２００に通して、（膨張した）第１分離器塔底流１５５ｂを第２の圧力で第２の気／液分離器１６０の第１の入口１５８に供給することができる。
【００４２】
第２の気／液分離器１６０は、第１の出口１６１において塔頂流として第２分離器炭化水素蒸気流１７５、及び第２の出口１６２において処理液体炭化水素流１６５を与える。第２の気／液分離器１６０は好適なフラッシュ容器であってよい。
【００４３】
処理液体炭化水素流１６５（多相炭化水素流１４５が天然ガスから取り出される場合にはＬＮＧ流であってよい）は、大気圧又はその付近で与えることができる。処理液体炭化水素流１６５は、極低温貯蔵タンクのような貯蔵タンク１７０に送ることができる。
【００４４】
第２分離器炭化水素蒸気流１７５は塔頂流圧縮機１８０に送って、そこで圧縮してストリッピング蒸気流１８５を与える。塔頂流圧縮機１８０は、ガスタービン、蒸気タービン、及び／又はで電動機のような塔頂流圧縮機駆動装置１９０によって機械的に駆動することができる。ストリッピング蒸気流１８５は、場合によっては補助ストリッピング蒸気流２３５と混合して混合ストリッピング蒸気流１８５ａを形成し、その後に第１の気／液分離器１５０の第２の入口１４９に送ってその中での分離を向上させることができる。ストリッピング蒸気流１８５は、通常は第１の圧力と同等か又はそれよりも僅かに高い第３の圧力、例えば第１の圧力に、塔頂流圧縮機１８０の排出口と第１の気／液分離器１５０の第２の入口１４９との間の圧力損失を加えた圧力で与える。例えば、第３の圧力は第１の圧力よりも０〜２ｂａｒａの範囲高い圧力であってよい。
【００４５】
補助ストリッピング蒸気流２３５には、極低温貯蔵タンクからのボイルオフガスを含ませることができる。処理液体炭化水素を極低温貯蔵する場合には、不完全な断熱及び温度変動のために処理液体炭化水素が貯蔵タンク１７０からある程度気化することを予測することができる。得られるボイルオフ蒸気は、ボイルオフガス（ＢＯＧ）流１９５として貯蔵タンク１７０から取り出すことができる。ボイルオフガス流１９５はボイルオフガス圧縮機２３０に送って、そこで圧縮して補助ストリッピング蒸気流として用いるための圧縮ボイルオフガス流２３５を与えることができる。ボイルオフガス圧縮機２３０は、ガス又は蒸気タービン及び／又は電動機のようなボイルオフガス圧縮機駆動装置２４０によって駆動することができる。
【００４６】
図１に示していない別の態様においては、補助ストリッピング蒸気流２３５を第１の気／液分離器１５０の更なる別の入口に直接送ることができる。補助ストリッピング蒸気２３５をどこで第１の気／液分離器に供給するかに関する最終的な選択は、圧縮ボイルオフガス流のような補助ストリッピング蒸気流２３５の組成及び温度によって決定することができる。
【００４７】
好ましい態様においては、ここに開示する方法は、炭化水素供給流に関する液化プロセスの一部として用いることができ、この場合には、処理する多相炭化水素流は、炭化水素供給流を冷却及び／又はその圧力を変化させることによって形成することができる。炭化水素供給流は冷却及び液化する任意の好適な気体流であってよいが、通常は天然ガス又は石油の貯留層から得られる天然ガス流である。他の形態として、炭化水素供給流はまた、他の源（フィーシャー・トロプシュプロセスのような合成源も含む）から得ることもできる。
【００４８】
通常は、天然ガス流は実質的にメタンを含む炭化水素組成物である。好ましくは、炭化水素供給流は、少なくとも５０モル％のメタン、より好ましくは少なくとも８０モル％のメタンを含む。
【００４９】
天然ガスのような炭化水素組成物はまた、Ｈ２Ｏ、Ｎ２、ＣＯ２、Ｈｇ、Ｈ２Ｓ、及び他のイオウ化合物などのような非炭化水素化合物も含む可能性がある。所望の場合には、天然ガスは冷却及び任意の液化の前に予備処理することができる。この予備処理には、ＣＯ２及びＨ２Ｓのような望ましくない成分の減少及び／又は除去、或いは初期冷却、予備加圧などのような他の工程を含ませることができる。これらの工程は当業者に周知であるので、これらのメカニズムはここでは更には議論しない。
【００５０】
而して、「炭化水素供給流」という用語はまた、洗浄、脱水、及び／又はスクラビングなどの処理のような任意の処理の前の組成物、並びにイオウ、イオウ化合物、二酸化炭素、水、Ｈｇ、および１種類以上のＣ２＋炭化水素など（しかしながらこれらに限定されない）の１種類以上の化合物又は物質を減少及び／又は除去するために部分的、実質的、又は完全に処理した任意の組成物を包含することができる。
【００５１】
源によって、天然ガスは、特にエタン、プロパン、及びブタン類のようなメタンよりも重質の種々の量の炭化水素、並びに場合によってはより少量のペンタン類及び芳香族炭化水素を含む可能性がある。組成は、ガスのタイプ及び場所によって変化する。
【００５２】
通常は、メタンよりも重質の炭化水素は、メタン液化プラントの部品を閉塞させる可能性がある異なる凍結又は液化温度を有するなどの幾つかの理由のために、或いは液化生成物に関する所望の仕様を与えるために、液化の前に炭化水素供給流から種々の程度まで除去する。脱メタン化器によってＣ２＋炭化水素を炭化水素供給流から分離するか又はその中のそれらの含量を減少させて、メタンに富む塔頂炭化水素流、及びＣ２＋炭化水素を含むメタンが減少した塔底流を与えることができる。メタンが減少した塔底流は、次に更なる分離器に送って液化石油ガス（ＬＰＧ）及び凝縮物流を与えることができる。
【００５３】
分離の後、かくして製造される炭化水素流は、更に冷却、好ましくは液化することができる。冷却は、当該技術において公知の多数の方法によって与えることができる。炭化水素流は、１以上の冷媒回路内の１以上の冷媒流に対して送る。かかる冷媒回路には、少なくとも部分的に蒸発した冷媒流を圧縮して圧縮した冷媒流を与える１以上の冷媒圧縮機を含ませることができる。圧縮した冷媒流は、次に空気又は水冷却器のような冷却器内で冷却して冷媒流を与えることができる。冷媒圧縮機は、１以上のガス及び／又は蒸気タービン及び／又は電動機によって駆動することができる。
【００５４】
炭化水素流の冷却は１以上の段階で行うことができる。予備冷却又は補助冷却とも呼ばれる初期冷却を、１以上の予備冷却熱交換器内において予備冷却冷媒回路の混合冷媒のような予備冷却冷媒を用いて行って、予備冷却炭化水素流を与えることができる。予備冷却炭化水素流は、好ましくは例えば０℃より低い温度において部分的に液化する。
【００５５】
好ましくは、かかる予備冷却熱交換器には予備冷却段階を含ませることができ、その後の冷却を１以上の主熱交換器内で行って、１以上の主冷却及び／又は副冷却冷却段階において炭化水素流の一部を液化する。
【００５６】
このようにして、それぞれの段階が１以上の工程、部分等を有する２以上の冷却段階を含ませることができる。例えば、それぞれの冷却段階に１〜５台の熱交換器を含ませることができる。炭化水素流及び／又は冷媒又はそれらのフラクションは、冷却段階の全て及び／又は全く同じ熱交換器を通してはならない。
【００５７】
一態様においては、炭化水素を、２つ又は３つの冷却段階を含む方法で冷却及び液化することができる。予備冷却段階は、好ましくは炭化水素供給流の温度を０℃より低く、通常は−２０℃〜−７０℃の範囲に低下させることを目的とする。
【００５８】
主冷却段階は、好ましくは予備冷却段階と別のものである。即ち、主冷却段階は１以上の別の主熱交換器を含む。主冷却段階は、好ましくは炭化水素流、通常は予備冷却段階によって冷却された炭化水素流の少なくとも一部の温度を−１００℃より低い温度に低下させることを目的とする。
【００５９】
２以上の予備冷却又は任意の主熱交換器として用いるための熱交換器は当該技術において周知である。予備冷却熱交換器は好ましくはシェルアンドチューブ熱交換器である。
任意の主熱交換器の少なくとも１つは、好ましくは当該技術において公知のスプール巻回極低温熱交換器である。場合によっては、熱交換器にはそのシェル内に１以上の冷却セクションを含ませることができ、それぞれの冷却セクションは、１つの冷却段階、又は他の冷却箇所に対する別の「熱交換器」とみなすことができる。
【００６０】
他の態様においては、予備冷却冷媒流及び任意の主冷媒流の一方又は両方を、１以上の熱交換器、好ましくは上記で記載した予備冷却及び主熱交換器の２以上に通して、冷却された冷媒流を与えることができる。
【００６１】
冷媒が予備冷却冷媒回路又は任意の主冷媒回路のような混合冷媒回路内の混合冷媒である場合には、これは、窒素、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン類、ペンタン類等を含む群から選択される２以上の成分の混合物から形成することができる。１以上の他の冷媒を、別々か又は重なる冷媒回路又は他の冷却回路において用いることができる。
【００６２】
予備冷却冷媒回路には混合予備冷却冷媒を含ませることができる。主冷媒回路には混合主冷媒を含ませることができる。ここで示す混合冷媒又は混合冷媒流は、少なくとも５モル％の２つの異なる成分を含む。より好ましくは、混合冷媒は、窒素、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン類、及びペンタン類を含む群の２以上を含む。
【００６３】
予備冷却混合冷媒に関する通常の組成は、
メタン（Ｃ１）：０〜２０モル％；
エタン（Ｃ２）：５〜８０モル％；
プロパン（Ｃ３）：５〜８０モル％；
ブタン類（Ｃ４）：０〜１５モル％；
であってよい。
【００６４】
全組成物は１００モル％を構成する。
主冷却混合冷媒に関する通常の組成は、
窒素：０〜１０モル％；
メタン（Ｃ１）：３０〜７０モル％；
エタン（Ｃ２）：３０〜７０モル％；
プロパン（Ｃ３）：０〜３０モル％；
ブタン類（Ｃ４）：０〜１５モル％；
であってよい。
【００６５】
全組成物は１００モル％を構成する。
他の態様においては、予備冷却された天然ガス流のような予備冷却された炭化水素流は、更に冷却してＬＮＧ流のような少なくとも部分的、好ましくは完全に液化された炭化水素流を与えることができる。更なる冷却は主冷却段階において行うことができる。好ましくは、ここに記載する方法及び装置において与えられる処理液体炭化水素流は１以上の貯蔵タンク内に貯蔵することができる。完全に液化した炭化水素流は好ましくは過冷却する。而して、例えば主冷却段階又は別の過冷却段階における更なる冷却には、液化炭化水素流の過冷却を含ませることができる。
【００６６】
液化の後、少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流を膨張させて多相炭化水素流を与え、これをここに記載する方法及び装置によって更に処理することができる。
【００６７】
図２は装置の第２の態様を示し、ここでは加圧した炭化水素供給流８５を処理し、冷却し、少なくとも部分的に液化し、膨張させて、ここに開示する処理方法において用いる多相炭化水素流１４５を与える。より詳細に記載すると、多相炭化水素流１４５は、
・少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５を与え；そして
・少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５を、１以上の炭化水素膨張装置１２０、１４０内で膨張させて、膨張した炭化水素流の形態の多相炭化水素流１４５を与える；
工程によって与えることができる。
【００６８】
少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５は、
・炭化水素供給流１０５を与え；
・炭化水素供給流１０５を高圧燃料ガス流１０７及び継続炭化水素流１０８に分離し；
・１以上の熱交換器１１０ａ、１１０ｂ内で継続流１０８の少なくとも一部を冷却することによって、継続炭化水素流１０８を少なくとも部分的、好ましくは完全に液化させて、少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５を与える；
工程によって与えることができる。
【００６９】
高圧燃料ガス流１０７は、１５モル％より低い窒素含量、及び１５ｂａｒａより高い圧力の一方又は両方を有することができる。高圧燃料ガス流１０７は、好適にはガスタービンのような１以上の高圧燃料ガスを消費する装置３００に送ることができる。
【００７０】
供給流分離装置８０を与えて、炭化水素供給流１０５を継続炭化水素流１０８及び高圧燃料ガス流１０７に分離することができる。供給流分離装置８０には、炭化水素供給流１０５のための入口７８、高圧燃料ガス流１０７のための第１の出口８１、及び継続炭化水素流１０８のための第２の出口８２を備えることができる。
【００７１】
幾つかの態様においては、少なくとも部分的、好ましくは完全に液化する工程には、
・継続炭化水素流１０８の少なくとも一部を、１以上の予備冷却熱交換器１１０ａ内において、予備冷却冷媒回路内の予備冷却冷媒に対して予備冷却して、予備冷却炭化水素流１１３を与え；そして
・予備冷却炭化水素流１１３の少なくとも一部１１３ｂを、１以上の主冷却熱交換器１１０ｂ内において、主冷媒回路内を循環する主冷却冷媒に対して少なくとも部分的、好ましくは完全に液化して、少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５を与える；
ことを含ませることができる。これらの態様には、
・予備冷却炭化水素流１１３の一部１１３ｂを、加温流３５５として燃料ガス熱交換器２１０に送り；
・予備冷却炭化水素流のかかる部分１１３ｂを、燃料ガス熱交換器２１０内において、第１分離器炭化水素蒸気流２０５に対して冷却して冷却プロセス流３６５を与え；
・冷却プロセス流３６５を１以上の炭化水素流膨張装置１２０、１４０の一方に送る；
工程を更に含ませることができる。
【００７２】
而して、本装置には、継続炭化水素流１０８を冷却及び少なくとも部分的、好ましくは完全に液化して、少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５を与える１以上の冷却段階１１０を含ませることができる。かかる１以上の冷却段階１１０には、好適には、供給流分離装置８０の第２の出口８２と流体連絡している継続炭化水素流１０８のための入口１０９，及び１以上の炭化水素流膨張装置１２０、１４０の入口１１８に接続されている少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５のための出口１１２を備えることができる。
【００７３】
天然ガス流であってよい炭化水素供給流８５は、通常は３０〜９０ｂａｒａの範囲の圧力の加圧流として与えられる。炭化水素供給流８５は酸ガス除去ユニット９０に送ることができる。酸ガス除去ユニット９０は、公知の方法によって炭化水素供給流８５中の二酸化炭素及び硫化水素のような酸ガスの含量を低下させて処理炭化水素流９５を与える。
【００７４】
酸ガスが減少した処理炭化水素流９５は、次に場合によっては乾燥器（図示せず）を介して天然ガス液（ＮＧＬ）抽出ユニット１００に送ることができる。ＮＧＬ抽出ユニット１００においては、例えば１以上のスクラブカラム又は分留カラムを用いて、プロパン、ブタン類、及びペンタン類のような任意の天然ガス液の少なくとも一部を、より重質の炭化水素と一緒に取り出すことができる。ＮＧＬ抽出ユニット１００は、天然ガス液を減少させることができる炭化水素供給流１０５を与える。
【００７５】
図２には、炭化水素供給流１０５を供給流分離装置８０の入口７８に送って、そこで、第１の出口８１において高圧燃料ガス流１０７、及び第２の出口８２において継続炭化水素流１０８に分離することが示されている。
【００７６】
図２に示さない別の態様においては、高圧燃料ガス流１０７を、炭化水素供給流１０５ではなく、炭化水素供給流８５及び／又は処理炭化水素流９５から引き抜くことができる。高圧燃料ガス流１０７に関する流出位置は、炭化水素混合物の組成によって定められる。例えば、炭化水素混合物が本来酸ガスが少ない場合には、高圧燃料ガス流１０７は炭化水素供給流８５から引き抜き、圧力をライン１０７内に与えられているバルブ１０６のような装置内で低下させて、所望の高圧燃料の圧力要求に合致させることができる。
【００７７】
或いは（図示せず）、ＮＧＬ抽出ユニット１００をより低い圧力で運転する場合には、高圧燃料ガス流はＮＧＬ抽出ユニット１００からより低い圧力で引き抜くことができる。これにより、燃料ガスとして抽出される炭化水素供給流１０５の部分を不必要に再圧縮するために動力を消費することを回避することができる。
【００７８】
高圧燃料ガス流１０７は、次に、高圧燃料ガスネットワーク、或いは図２において示されるようにガスタービンのような１以上の高圧燃料ガスを消費する装置３００に直接送ることができる。ガスタービンは、電力製造用の発電機を機械的に駆動するか、或いはより好ましくは冷媒回路内に存在するもののような圧縮機を機械的に駆動することができる。
【００７９】
供給流分離装置８０の第２の出口８２からの継続炭化水素流１０８は、次に冷却及び液化ユニット１１０に送って、そこで冷却、及び少なくとも部分的、好ましくは完全に液化することができる。液化ユニット１００は、第１ので出口１１２において少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５を与える。かかる液化ユニットは、当該技術において、例えば米国特許６，３７０，９１０から周知である。
【００８０】
図２において示す液化ユニット１１０は第１及び第２の冷却段階を含む。第１の冷却段階は、継続炭化水素流１０８を予備冷却冷媒回路（図示せず）内の予備冷却冷媒に対して冷却する１以上の予備冷却熱交換器１１０ａを含む。１以上の予備冷却熱交換器１１０ａは予備冷却炭化水素流１１３を与える。
【００８１】
予備冷却炭化水素流１１３は予備冷却流分離装置７０に送って、そこで場合によっては（継続）予備冷却炭化水素流の部分１１３ｂ、及び加温流３５５として用いるプロセス流に分離することができる。
【００８２】
予備冷却炭化水素流１１３又は継続予備冷却炭化水素流の部分１１３ｂは、第２の冷却段階に送る。第２の冷却段階は、予備冷却炭化水素流１１３または少なくともその継続部分１１３ｂを、主冷却冷媒回路（図示せず）内の主冷却冷媒に対して少なくとも部分的、好ましくは完全に液化する１以上の主冷却熱交換器１１０ｂを含む。１以上の主冷却熱交換器１１０ｂは、少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５を与える。
【００８３】
別の態様においては、ＮＧＬ抽出ユニット１００は、図２に示すようにその上流ではなく、液化ユニット１１０内のいずれかの箇所に配置することができる。かかる場合においては、供給流分離装置８０もまた液化ユニット１１０内に配置することができる。好ましくは、ＮＧＬ抽出ユニット１００及び供給流分離装置８０の両方ともに、供給流の完全な凝縮が達成される箇所の上流に配置する。良好な箇所は、通常は第２の冷却段階の上流である。
【００８４】
少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５は、直列の２以上の膨張装置のような１以上の炭化水素流膨張装置１２０、１４０の入口１１８に送り、流れの圧力を連続して低下させて、出口１４２において多相炭化水素流１４５を与えることができる。図２に示す態様においては、少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５は、タービンであってよい第１の炭化水素流膨張装置１２０に送って、その中で動的に膨張させて膨張した炭化水素流１２５を与えることができる。第１の膨張装置１２０内における少なくとも部分的、好ましくは完全に液化した炭化水素流１１５の動的膨張で放出されるエネルギーは、例えば電動機１３０又は圧縮機（図示せず）のような他の装置を機械的に駆動することによって回収することができる。
【００８５】
膨張した炭化水素流１２５は、次に膨張炭化水素流分離装置６０に送って、膨張炭化水素後流３０５及び（継続）膨張炭化水素流１２５ｂを与えることができる。（継続）膨張炭化水素流１２５ｂは、次にジュール・トムソンバルブのような第２の膨張装置１４０に通して、その中で膨張させて多相炭化水素流１４５を与えることができる。
【００８６】
図２の態様においては、加温流３５５は、燃料ガス熱交換器２１０内で冷却されて冷却された加温流３６５を与えた後に、流れ１４５の好適な形態の部分になる。かかる場合においては、例えば膨張器またはジュール・トムソン装置１２１内での適当な減圧の後に、冷却された加温流３６５を、既に議論した第２の炭化水素流膨張装置１４０に送る（継続）膨張炭化水素流１２５ｂ中に注入することができる。幾つかの態様においては、冷却された加温流３６５を膨張装置１２０の上流の液化炭化水素流１１５と再混合して、これらの流れを一緒に膨張させることができるようにすることが有益である可能性がある。
【００８７】
図２の態様においては、加温流３５５は、予備冷却流分離装置７０によって予備冷却炭化水素流１１３から取り出される後流の形態で与える。しかしながら、加温流はまた、ＮＧＬ抽出ユニット１００、或いは通常はＮＧＬ抽出ユニット１００から得られるＮＧＬ生成物を分留するために設置される分留系列（図示せず）など（しかしながらこれらに限定されない）からの他の源から異なる圧力で得ることもできる。
【００８８】
異なる群の態様においては、予備冷却炭化水素流は全く分離してはならず、これにより加温流３５５は冷媒（後）流または中間冷却流体流のような完全に異なるプロセス流から構成される。
【００８９】
多相炭化水素流１４５は、第１の気／液分離器１５０ａの第１の入口１４８に送って、その中で図１の態様と同じようにして蒸気及び液体フラクションに分離することができる。第１分離器蒸気流２０５が、第１の気／液分離器１５０ａの塔頂からその中の第１の出口１５１を通して排出される。液体流である第１分離器塔底流１５５ａが、第１の気／液分離器１５０ａの底部又はその付近の第２の出口１５２を通して排出される。混合されたストリッピング蒸気流１８５ａを、第１の気／液分離器１５０ａの、第１の入口１４８よりも重力的に低く位置する第２の入口１４９に送る。第２の入口１４９は第２の出口１５２よりも上方であってよい。
【００９０】
膨張した炭化水素後流３０５は、例えばジュール・トムソンバルブ３１０を用いて更に膨張させ、このようにして更に膨張させた炭化水素後流３１５を、第１の気／液分離器１５０ａの頂部において蒸気の一部を再凝縮する還流凝縮器３２０を通して送る。還流凝縮器３２０は第１の入口１４８と第１の出口１５１の間のレベルに配置し、還流を与えて、多相炭化水素流のより軽質の成分の分離を向上させることができる。当業者に公知なように、かかる内部凝縮器３２０の代わりに外部還流凝縮器を用いることができる。
【００９１】
更に膨張した炭化水素後流３１５を凝縮器３２０内で加温し、それによって加温された炭化水素後流３２５を与え、これを（膨張した）第１分離器塔底流１５５ｂに送ることができる。加温された炭化水素後流３２５からの加温された炭化水素を運ぶ（膨張した）第１分離器塔底流１５５ｂは、混合流１５５ｃとして第２の気／液分離器１６０の入口１５８に送ることができる。第２の気／液分離器１６０から排出される流れ及びそれらの更なる処理の記載に関しては、図１及び上記のその記載を参照されたい。
【００９２】
第１の気／液分離器１５０ａに戻り、これには、分離及び窒素除去を向上させる例えばトレー及び／又は充填材で形成される接触向上手段（１５４ａ、１５６ａ）を有する２つの区域を含ませることができる。２つの区域の第１の区域は、図１の態様と同じように第１の入口１４８と第２の入口１４９の間に位置する。２つの区域の第２の区域１５６ａは、第１分離器炭化水素蒸気流２０５のための第１の出口１５１と多相炭化水素流１４５のための第１の入口１４８の間に位置する。第２の区域１５６ａは、凝縮器３２０上での炭化水素蒸気の凝縮によって与えられる還流をうまく利用するために、凝縮器３２０の下方か或いは外部凝縮器からの還流のための導入手段の下方でなければならない。
【００９３】
第１の出口１５１から排出される第１分離器炭化水素蒸気流２０５は、燃料ガス熱交換器２１０に送って、そこで加温流３５５に対して加温して、低圧燃料ガス流２１５及び冷却された加温流３６５を与えることができる。加温流をプロセス流の形態で与える場合には、第１分離器炭化水素蒸気流２０５の冷熱の一部を用いてプロセス流を冷却し、１以上の主熱交換器１１０ｂを迂回させて熱効率を向上させることができる。
【００９４】
上記で既に触れたように、加温流３５５はまた、予備冷却及び／又は主冷却冷媒流のような冷媒流の形態のプロセス流であってもよい。この場合には、第１分離器炭化水素蒸気流２０５の冷熱の一部を、冷媒を冷却することによって冷却段階１１０の一方または両方に戻すことができる。
【００９５】
ここに開示する方法及び装置の有利性は以下の非限定的な実施例から明らかになるであろう。
【実施例】
【００９６】
本実施例は、図２の構成にしたがって天然ガス炭化水素供給流１０５から製造した種々の流れの窒素含量の、上記で議論したＵＳ−２００８／００６６４９３の図３の態様にしたがって計算した３つの比較例との比較を与える。
【００９７】
天然ガスから構成される炭化水素供給流１０５、高圧及び低圧燃料ガス流（それぞれ１０７、２１５）、ボイルオフガス流１９５、並びにＬＮＧ流１６５の窒素含量を計算し、ここに開示する図２の構成に関する更なるデータと一緒に下表において「本発明」として示した。
【００９８】
ＵＳ−２００８／００６６４９３の図３の態様においては、高圧燃料ガス流は、熱交換及び圧縮の後のフラッシュ容器１０１の塔頂流４２と混合した熱交換及び圧縮の後のカラム１０’の上部１０ｕの塔頂流２５から、導管３４ａによって与えられている。導管は３３、単にカラム１０’の上部１０ｕの塔頂流２５の熱交換及び圧縮を与えるだけで、十分に高い圧力の燃料ガスを与えることができず、この比較においては代わりに導管３４ａから引き抜いたことが指摘される。ライン３４内に逆止弁が存在しないと、導管３３及び３４ａは流体連絡状態になる。
【００９９】
ＵＳ−２００８／００６６４９３は対応する低圧燃料ガス流を開示していない。この比較の目的のために、低圧燃料ガス流は、カラム１０’の上部１０ｕの塔頂流を運ぶ導管２５から引き抜いたと仮定した。ボイルオフガス流は導管２２中において見られる。
【０１００】
ＵＳ−２００８／００６６４９３の図３の修正した構成にしたがって計算したデータを、「比較例１」、「比較例２」、及び「比較例３」として下表に示す。「比較例１」は、同じ天然ガス供給流、低圧燃料流、高圧燃料流、ボイルオフガス流、及びＬＮＧ流製造速度でとった、ここに開示する図２にしたがう方法による比較例を示す。「比較例２」は、同じ天然ガス供給流速度、並びに低圧及び高圧燃料ガス加熱値でとった、ここに開示する図２にしたがう方法による比較例を示す。「比較例３」は、同じ天然ガス供給流及びＬＮＧ流の速度、並びに低圧燃料ガス加熱値においてとった、ここに開示する図２にしたがう方法による比較例を示す。
【０１０１】
下表から、ここに開示する方法及び装置は、許容できる低い窒素含量を有するＬＮＧ流１６５及び高圧燃料ガス流１０７を生成させながら、低圧燃料ガス流２１５に対して窒素除去を与えることが明らかである。
【０１０２】
【表１】
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当業者であれば、特許請求の範囲から逸脱することなく本発明を多くの種々の方法で実施することができることを理解するであろう。
【図１】
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【図２】
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