(57)【要約】  液化天然ガス（LNG）からの天然ガス流（NGL）及び加圧メタンリッチ販売ガスの回収のための方法及びシステムが開示される。ある実施態様では、LNGは熱交換器を通り、それによってLNGの少なくとも一部を加熱及び気化させる。部分的に気化されたLNGは分留塔に流れ、そこでエタンプラスを豊富に含む液体ストリーム及びメタンリッチ気相ストリームを回収する。回収したメタンリッチ気相ストリームは、気相を凝縮し、２相ストリームを生成するために、熱交換器を通り、２相ストリームは、分離器で少なくともメタンリッチ液体部分とメタンリッチガス部分に分離される。ポンプは、気化及びパイプラインへの送出前にメタンリッチ液体部分を加圧する。メタンリッチガス部分は、圧縮され、気化されたメタンリッチ液体部分と混合され、又はプラント敷地燃料として使用される。
2008513550.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガス（LNG）の処理方法であって、
LNGを熱交換器に通して加熱LNGを供給し、
加熱LNGをメタンリッチ気相ストリームと天然ガス液（NGL）ストリームとに分留し、
メタンリッチ気相ストリームを前記熱交換器に通してメタンリッチ気相ストリームから熱交換器を通るLNGに熱を移し、かつ、メタンリッチ液相とメタンリッチ気相とを含む２相ストリームを供給し、
２相ストリームを少なくともメタンリッチ液体部分とメタンリッチガス部分とに分け、
メタンリッチ液体部分の圧力を高めてセンドアウト液体ストリームを供給し、
センドアウト液体ストリームを回収してパイプラインに送出するための販売ガスを供給することを含む前記方法。
【請求項２】
さらに、前記分留工程をバイパスする迂回流路にLNGを所定時間迂回させて、パイプラインに送出するための、メタン及びエタンプラスを含む販売ガスを供給することを含む、請求項１記載の方法。
【請求項３】
販売ガスのメタン濃度がメタンリッチ液体部分のメタン濃度と実質的に同じである、請求項１記載の方法。
【請求項４】
塔のアウトプット圧力でメタンリッチ気相ストリームを生成する分留塔で、加熱LNGを分留し、熱交換器に入るメタンリッチ気相ストリームの圧力が塔のアウトプット圧力と実質的に同じ圧力である、請求項１記載の方法。
【請求項５】
メタンリッチ気相ストリームが熱交換器を通過すときに、メタンリッチ気相ストリームの圧力が実質的に増加しない、請求項１記載の方法。
【請求項６】
さらに、LNGを熱交換器に通す前に、LNGの圧力を高めることを含む、請求項１記載の方法。
【請求項７】
さらに、
LNGタンクからの圧縮ボイルオフ気相ストリームを第１圧力まで圧力を高めたLNGタンクからのLNG液体ストリームと混合することを含み、ここでこの混合はLNG供給ストリームを供給し、及び
LNG供給ストリームの圧力を第２圧力まで高めて、熱交換器に通すためのLNGを供給することを含む、請求項１記載の方法。
【請求項８】
メタンリッチ液相が２相ストリームの少なくとも85重量％を構成する、請求項１記載の方法。
【請求項９】
メタンリッチ液相が２相ストリームの少なくとも95重量％を構成する、請求項１記載の方法。
【請求項１０】
メタンリッチ気相ストリームが熱交換器を通過するときに、メタンリッチ気相ストリームの圧力が増加せず、メタンリッチ液相が２相ストリームの少なくとも85重量％を占める、請求項１記載の方法。
【請求項１１】
センドアウト液体ストリームが少なくとも1000psiaの圧力である、請求項１記載の方法。
【請求項１２】
販売ガスのパイプラインへの送出が少なくとも800psiaの圧力で、パイプラインを介してメタンリッチガスを輸送することを含む、請求項１記載の方法。
【請求項１３】
メタンリッチ気相ストリーム及びセンドアウト液体ストリームのそれぞれが少なくとも98モル％のメタン濃度を有する、請求項１記載の方法。
【請求項１４】
NGLストリームが少なくとも98モル％のエタンプラス濃度を有する、請求項１記載の方法。
【請求項１５】
さらに、プラント敷地燃料としてメタンリッチガス部分の少なくとも一部を利用することを含む、請求項１記載の方法。
【請求項１６】
さらに、パイプラインへの送出のためにメタンリッチガス部分の少なくとも一部の圧力を高めることを含む、請求項１記載の方法。
【請求項１７】
さらに、NGLストリームと加熱LNGとで熱交換をしてNGLストリームを冷却することを含む、請求項１記載の方法。
【請求項１８】
さらに、NGLストリームと加熱LGNとで熱交換をして冷却NGLストリームを供給し、
冷却NGLストリームを実質的に大気圧に気化させることを含む、請求項１記載の方法。
【請求項１９】
さらに、NGLストリームと加熱LGNとで熱交換をして冷却NGLストリームを供給し、
冷却NGLストリームを実質的に大気圧に気化させて気化NGLストリームを供給し、
気化NGLストリームを貯蔵所に移すことを含む、請求項１記載の方法。
【請求項２０】
さらに、LNGの一部を、熱交換器をバイパスし、かつ、加熱LNGを分留するための還流を与える還流ストリームに分割することを含む、請求項１記載の方法。
【請求項２１】
さらに、メタンリッチ液体部分の一部を、加熱LNGを分留するための還流を与える還流ストリームに分割することを含む、請求項１記載の方法。
【請求項２２】
さらに、
メタンリッチ液体部分の一部を還流ストリームに分割し、
加熱LNGに対して還流ストリームを冷却して加熱LNGを分留するための還流を与えることを含む、請求項１記載の方法。
【請求項２３】
液化天然ガス（LNG）の処理方法であって、
（ａ）天然ガス液（NGL）を含むLNGを供給し、
（ｂ）LNGの圧力を第１圧力まで高めて加圧LNGを供給し、
（ｃ）加圧LNGを熱交換器に通してLNGを加熱し、加熱LNGを供給し、
（ｄ）加熱LNGを、メタンリッチ気相ストリーム及びNGLストリームを生成する分留システムに通し、
（ｅ）分留システムによって生成したメタンリッチ気相ストリームを熱交換器に通して、液相及び気相を含む２相ストリームを供給し、
（ｆ）２相ストリームを少なくとも液体部分及びガス部分に分け、
（ｇ）液体部分の圧力を第１圧力よりも高い第２圧力に高めて加圧液体部分を供給し、
（ｈ）エタンプラス成分をさらに除去することなく、加圧液体部分の少なくとも一部を気化させて高圧メタンリッチガスを生成することを含む、前記方法。
【請求項２４】
さらに、回収留分を加熱及び分留システムに通す前に、LNGの留分を回収することによって分留システム用冷凍負荷の少なくとも一部を供給することを含む、請求項２３記載の方法。
【請求項２５】
さらに、LNGとの熱交換において、分留システムによって生成されるメタンリッチ気相ストリームの少なくとも一部を通すことによって分留システム用冷凍負荷の少なくとも一部を供給して、メタンリッチ気相ストリームを冷却し、冷却ストリームの少なくとも一部を分留システムに通すことを含む、請求項２３記載の方法。
【請求項２６】
さらに、回収留分を加熱及び分留システムに通す前に、LNGの留分を回収することによって、及びLNGとの熱交換において、分留システムによって生成されるメタンリッチ気相ストリームの少なくとも一部を通すことによって、分留システム用冷凍負荷の少なくとも一部を供給して、メタンリッチ気相ストリームを冷却し、冷却ストリームの少なくとも一部を分留システムに通すことを含む、請求項２３記載の方法。
【請求項２７】
NGLストリームが主成分としてエタンを有する、請求項２３記載の方法。
【請求項２８】
工程（ａ）のLNGの圧力が大気圧又はその付近である、請求項２３記載の方法。
【請求項２９】
第１圧力が400psia〜600psiaの範囲である、請求項２３記載の方法。
【請求項３０】
第２圧力が1000psia〜1300psiaの範囲である、請求項２３記載の方法。
【請求項３１】
熱交換器；
LNG源及び前記熱交換器と流体接続したLNG入り口ラインであって、ここでLNGはLNG入り口ライン及び熱交換器を通ることができるように配置されるLNG入り口ライン；
前記熱交換器と流体接続した分留システムであって、メタンリッチ気相ストリーム用の第１出口及び天然ガス液（NGL）ストリーム用の第２出口を有する分留システム；
気液分離器；
分留システムの第１出口から前記気液分離器までを流体接続する凝縮ラインであって、メタンリッチ気相ストリームからの熱を前記熱交換器を通るLNGに移動させるように配置された凝縮ライン；
前記気液分離器において回収される液体と流体接続した入り口を有するポンプ；及び
前記ポンプの出口及び販売ガスの送出用パイプラインと流体接続した気化器を含む液化天然ガス（LNG）の処理システム。
【請求項３２】
メタンリッチ気相ストリームの圧力を高めることなく、前記凝縮ラインが分留システムの第１出口から熱交換器までを接続する、請求項３１記載のシステム。
【請求項３３】
さらに、LNGに対してNGLを冷却するために、分留システムの第２出口と流体接続したNGL熱交換器を含み、LNGが前記熱交換器を通る、請求項３１記載のシステム。
【請求項３４】
さらに、還流を供給する分留システム用冷却器を含み、前記冷却器がLNGに対する熱交換を提供し、LNGが前記冷却器を通る、請求項３１記載のシステム。
【請求項３５】
前記気液分離器がさらにパイプラインと流体接続する気相出口を含む、請求項３１記載のシステム。
【請求項３６】
前記気液分離器がさらにパイプラインと流体接続する気相出口及びプラント敷地燃料ラインを含む、請求項３１記載のシステム。
【請求項３７】
分留システムが前記気液分離器において回収される液体の一部と流体接続している還流投入口を含む、請求項３１記載のシステム。
【請求項３８】
分留システムがLNG入り口ラインの一部と流体接続している還流投入口を含む、請求項３１記載のシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
（関連出願の相互参照）
この出願は、2004年９月14日に出願された米国仮出願第60/609629号の利益を主張する。
（背景）
（発明の分野）
本発明の実施態様は、一般に炭化水素を処理するシステム及び方法に関するものである。より詳細には、本発明の実施態様は、液化天然ガスから天然ガス液及び加圧メタンリッチ販売ガスの回収に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
（関連技術の記載）
天然ガスは、一般に天然ガスのパイプライン輸送が可能である範囲内で、天然ガス生産が需要を超える遠隔地で回収される。このように、気相天然ガスストリームを液化天然ガス（LNG）ストリームに変換することは、特別なLNGタンカーで天然ガスを、市場の需要が大きい適切なLNG出荷（handling）及び貯蔵ターミナルへ輸送することを経済的なものにする。次いで、LNGは、天然ガスパイプラインによる消費者への輸送のために、気体燃料として再度気化及び使用される。
LNGは、主としてメタン、エタン、プロパン、ブタンなどのような飽和炭化水素成分からなる。さらに、LNGは、微量の窒素、二酸化炭素及び硫化水素を含んでもよい。LNGの分離は、主としてパイプライン仕様に従うメタンのパイプライン品質ガス留分及び天然ガス液（NGL）として知られる低揮発性液体炭化水素留分を供給する。NGLは、エタン、プロパン、ブタン、及び少量の他の重質炭化水素を含む。市況に依存して、その成分が、石油化学原料油として使用される液体生成物として、燃料ガスとしてのその価値と比較して、より高い価値を有する場合があるため、NGLを回収することが望ましい場合がある。
LNGの処理の際に、NGLからメタンを分離する種々の技術が現在存在している。天然ガス液の回収及び/又はLNG再気化に関する情報は、Yang, C.C. et al., "Cost effective design reduces C2 and C3 at LNG receiving terminals," Oil and Gas Journal, May 26, 2003, pp. 50-53; 米国特許出願公開第2005/0155381号明細書; 米国特許出願公開第2003/158458号明細書; 英国特許出願公開第1150798号明細書; フランス特許出願公開第2804751号明細書; 米国特許出願公開第2002/029585号明細書; 英国特許出願公開第1008394号明細書; 米国特許第3446029号明細書; 及びS. Huang, et al., "Select the Optimum Extraction Method for LNG Regasification," Hydrocarbon Processing, vol. 83, July 2004, pp. 57-62において見つけることができる。
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００３】
しかしながら、メタンリッチガスストリームからNGLを分離する場合に、効率を高めるLNG処理システム及び方法が必要とされている。さらに、LNG内のメタン及びエタンプラスの両方を気化する流路にLNGを選択的に迂回させることができるLNG処理システム及び方法が必要とされている。
【課題を解決するための手段】
【０００４】
（要約）
本発明の実施態様は、一般に天然ガス液（NGL）及び加圧メタンリッチ販売ガスを液化天然ガス（LNG）から回収する方法及びシステムに関するものである。ある特定の実施態様では、LNGは熱交換器を通り、それによってLNGの少なくとも一部を加熱及び気化させる。部分的に気化したLNGは、エタンプラスの濃度を高めた液体ストリーム及びメタンリッチ気相ストリームを回収する分留塔に流れる。回収されたメタンリッチ気相ストリームは、前記熱交換器を通って蒸気を液化させ、２相ストリームを生成し、２相ストリームは、分離器で少なくともメタンリッチ液体部分及びメタンリッチガス部分に分離される。ポンプは、気化及びパイプラインへの輸送前に、メタンリッチ液体部分を加圧する。メタンリッチガス部分は、圧縮され、気化されたメタンリッチ液体部分と混合されてもよく、又はプラント敷地燃料として使用してもよい。
本発明の具体的な実施態様は、添付の図面に示される。
【発明を実施するための最良の形態】
【０００５】
（詳細な説明）
（導入及び定義）
以下に詳細な説明を記載する。特許請求の範囲の各請求項は、別個に発明を定義し、侵害行為目的について、請求項で特定される種々の要素又は限定に均等なものを含むと認識される。文脈に応じて、「発明」への以下のすべての言及は、場合によっては、ある特定の具体的な実施態様のみを参照するかもしれない。別の場合では、「発明」への言及が請求項の１つ以上（すべてである必要はない）の引用された主題を参照することが認められるであろう。各発明は、以下に、具体的な実施態様、変形及び実施例などにより、より詳細に説明されるが、本発明は、これらの実施態様、変形及び実施例に限定されず、この特許における情報を入手可能な情報及び技術と組み合わせた場合に、当業者が本発明を作ることができ、かつ、使用することができるようにするために、これらの実施態様、変形及び実施例が含まれる。本明細書で使用される種々の用語は以下に定義される。請求項で使用される用語が以下で定義されない限り、それは、当業者が、１つ以上の印刷された刊行物又は発行された特許で示される場合に、その用語に与える最も広い定義を与えるべきである。
【０００６】
「熱交換器」という用語は、広く、熱を１つの媒体から別の媒体に移すことができる任意の装置を意味し、特に任意の構造、例えば熱交換器と一般に呼ばれる装置を含む。このように、熱交換器は、プレートアンドフレーム（plate-and-frame）、多管式、スパイラル、ヘアピン、コア、コアアンドケトル（core-and-kettle）、二重管式又は任意の他のタイプの公知の熱交換器であってもよい。好ましくは、熱交換器は蝋付けアルミニウムプレートフィンタイプである。
「分留システム」という用語は、１つ以上の蒸留塔、例えば下方に流れる液体と上方に上昇する蒸気との接触を与えるための段板（tray）及び/又はランダム又は構造化パッキングを含む加熱塔を有する任意の構造を意味する。分留システムは、NGLを回収するための１つ以上の塔を含んでもよく、NGLを１つ以上の追加の分留塔で処理してNGLをエタン、プロパン及びブタンプラス留分を含む別の生成物に分離してもよい。
「液化天然ガス」（LNG）という用語は、原油井（随伴ガス）又は液状であるガス井戸（非随伴ガス）由来の、例えば液化のいくつかの様式を経た天然ガスを意味する。一般に、LNGは、エタン（Ｃ2）及び高級炭化水素のような副次成分並びに二酸化炭素、硫化水素及び窒素のような汚染物質と共に主成分としてメタン（Ｃ1）を含む。例えば、LNGにおける典型的なＣ1濃度（エタンの除去前）は約87〜92％であり、LNGにおける典型的なＣ2濃度は約４〜12％である。
【０００７】
「メタンリッチ」という用語は、例えば所定量のエタンプラスが回収される分留後、広義に任意の気相又は液体ストリームを参照する。このように、メタンリッチストリームは、LNGにおけるＣ1の濃度よりもＣ1のより高い濃度を有する。好ましくは、Ｃ1の濃度増加は、LNGにおけるエタンの少なくとも95％の除去及びプロパンプラスの実質的にすべての除去による。
「天然ガス液」（NGL）及び「エタンプラス」（Ｃ2+）という用語は、広義にエタン、プロパン、ブタン及びもしかすると少量のペンタン又は高級炭化水素のような２つ以上の炭素を有する炭化水素を参照する。好ましくは、NGLは0.5モル％以下のメタン濃度を有する。
「プラント敷地燃料」という用語は、本明細書に記載したようなLNGを処理するシステムを含んでもよいプラントを作動及び稼動させるのに必要な燃料を参照する。例えば、プラント敷地燃料の量は、システムによって生成される送出ガスの約１％となってもよい。
【０００８】
（具体的な実施態様の記載）
ある特定の実施態様では、液化天然ガス（LNG）を処理する方法は、LNGを熱交換器に通して加熱したLNGを供給し、加熱LNGをメタンリッチ気相ストリームと天然ガス液（NGL）ストリームとに分留し、メタンリッチ気相ストリームを前記熱交換器に通してメタンリッチ気相ストリームから熱交換器を通るLNGに熱を移し、かつ、メタンリッチ液相とメタンリッチ気相とを含む２相ストリームを供給し、２相ストリームを少なくともメタンリッチ液体部分とメタンリッチガス部分とに分け、メタンリッチ液体部分の圧力を高めてセンドアウト（sendout）液体ストリームを供給し、センドアウト液体ストリームを回収してパイプラインに送出するための販売ガスを供給することを含む。
その他の実施態様では、液化天然ガス（LNG）を処理するためのシステムは、熱交換器、LNG源及び前記熱交換器と流体接続したLNG入り口ラインであって、LNGがLNG入り口ライン及び前記熱交換器を通ることができるように配置されるLNG入り口ライン、前記熱交換器と流体接続した分留システムであって、メタンリッチ気相ストリーム用の第１出口及び天然ガス液（NGL）ストリーム用の第２出口を有する分留システム、気液分離器、分留システムの第１出口から気液分離器までを流体接続する凝縮ラインであって、メタンリッチ気相ストリームからの熱を前記熱交換器を通る任意のLNGに移動させるように配置された凝縮ライン、気液分離器において回収される液体と流体接続した入り口を有するポンプ、及び前記ポンプの出口及び販売ガスの送出用パイプラインと流体接続した気化器を含む。
その他の実施態様では、液化天然ガス（LNG）を処理する方法は、（ａ）天然ガス液（NGL）を含むLNGを供給し、（ｂ）LNGの圧力を第１圧力まで高めて加圧LNGを供給し、（ｃ）加圧LNGを熱交換器に通してLNGを加熱し、かつ、加熱LNGを供給し、（ｄ）加熱LNGを、メタンリッチ気相ストリーム及びNGLストリームを生成する分離システムに通し、（ｅ）分離システムによって生成されるメタンリッチ気相ストリームを熱交換器に通して、液相及び気相を含む２相ストリームを供給し、（ｆ）２相ストリームを少なくとも液体部分及びガス部分に分離し、（ｇ）前記熱交換器を通るメタンリッチ気相ストリームによって生成される液体部分の圧力を第１圧力よりも高い第２圧力に高めて加圧液体部分を供給し、（ｈ）エタンプラス成分をさらに除去することなく、加圧液体部分の少なくとも一部を気化させて高圧メタンリッチガスを生成することを含む。
【０００９】
（図面に示した実施態様の説明）
図１は、LNGを処理するための１つ以上の方法及びシステムの例を示す。種々の構成要素を繋ぐ図１の実線は、炭化水素ストリーム、例えば導管、例えばパイプ内に含まれるLNG又はNGL組成物の流れを示す。フランジ及びバルブのような構造は示されないが、それにもかかわらずシステムの一部であると考えられる。各ストリームは、液体又はガスであてもよく、場合によっては２相組成物であってもよい。矢印は、それぞれのストリームの流れの方向を示す。破線は代わりの、又は追加のストリームを示す。
LNG処理システム100は、LNG供給101、第１熱交換器122、分留塔128及びアウトプット分離器144を含む。LNG供給101は、LNGタンク102に流れ込み、LNGタンク102からのボイルオフ気相ストリーム104は、フィード圧縮機106によって圧縮され、LNGタンク102からのLNG液体ストリーム108は、フィード混合機111で混合する前に、予備フィードポンプ110によって圧力が高められ、圧縮されたボイルオフ蒸気は、液化させて単一相LNG液体フィードストリーム112を供給する。LNG液体フィードストリーム112は、メインフィードポンプ114に流れてLNG液体フィードストリーム112の圧力を、種々の因子、例えば分留塔128の動作パラメータ及び回収されるNGLの所望の組成に依存する所望の動作圧力へ高める。ポンプ114からのアウトプットは、加圧フィードストリーム116を生成する。好ましくは、加圧フィードストリーム116の動作圧力は、約500〜600psiaである。あるいは、動作圧力は、200、300又は400psia程度から700、800又は900psia程度までの範囲であってもよい。使用目的によっては、LNG供給101は、LNG供給101が圧力の増加を要求することなく熱交換器122に供給するように十分な動作圧力である。加圧フィードストリーム116の一部は、分離されて分留カラム128用の外部還流を与える還流ストリーム118を供給してもよい。
【００１０】
加圧フィードストリーム116は第１熱交換器122に流れ込み、加圧フィードストリーム116は加熱されて部分的に又は全体的に気化される。加圧フィードストリーム116は、好ましくは第１熱交換器122に入る前に約-250°Fの温度である。フィードストリーム116は第１熱交換器122を通り、次いで外部熱供給124、例えばオプションフィード気化器（さらに熱を与える）を通ってもよい。特に有利な特徴では、外部熱供給124は、LNGストリームを加熱フィードストリーム125として好ましくは約-120°Fである温度（あるいは、-160°F、又は-150°F、又は-140°Fの最低値から-110°F、又は-100°F、又は-90°Fの最高値の範囲であってもよい）で脱メタン分離器（demethanizer separator）126に供給する前に、温度調節を与えてもよい。脱メタン分離器126は、好ましくは分留塔であり、省略してもよく、分留塔128と組み合わせてもよく、又は実施態様によっては分留塔128と一体となって、例えば分留システムを形成してもよい。脱メタン分離器126は、加熱フィードストリーム125のメタンリッチ気相ストリーム136を形成する気相及び分留塔フィードストリーム127を形成する液相への分離を与える。分留塔フィードストリーム127は分留塔128に入り、メタンリッチオーバーヘッドストリーム134及びNGLストリーム132に分留する。分留塔128のリボイラー130は、熱を与えて蒸留工程を促進し、NGLからのメタンの除去を促進する。リボイラー130は、１つ以上の液中燃焼気化器又は独立型加熱システムによって熱を与えてもよい。
【００１１】
分留塔128からのメタンリッチオーバーヘッドストリーム134は、気相混合機138でメタンリッチ気相ストリーム136と混ざり、混合メタンリッチ気相ストリーム140を供給する。気相ストリーム140は第１熱交換器122を通り、気相ストリーム140はフィードストリーム116と熱を交換して、好ましくは熱交換器に入る前に約-250°Fの温度である（しかしながら、任意の所望の温度、例えば-225°F、又は-200°Fの最高値から-275°Fの最低値の範囲であってもよい）LNG供給101の冷却能力を有効に利用する。少なくとも１つの有利な特徴では、システム100における効率を高めるために、ガス圧縮が液体を供給するよりも多くのエネルギーを必要とするという仮定に基づいて、気相ストリーム140は第１熱交換器122を通る前に加圧されない。このように、第１熱交換器122で気相ストリーム140を凝縮する前に気相ストリーム140を加圧することは、図１に示すシステム100によって消費されるエネルギーよりも多くのエネルギーを必要とする。気相ストリーム140は、熱交換器122において部分的に凝縮され、２相ストリーム142として熱交換器122を出る。好ましくは、気相ストリーム140の少なくとも85％は、熱交換器122において液体に凝縮され、より好ましくは気相ストリーム140の少なくとも90％は、熱交換器122において液体に凝縮され、最も好ましくは気相ストリーム140の少なくとも95％は熱交換器122において液体に凝縮される。供給条件が、ほとんどの気相を凝縮できるように見えても、通常いくらかの残留気相を残すのが好ましい。圧縮機、例えば下記で議論される圧縮機158は、一時的なものを扱うためのサイズでなければならず、非定常状態操作中に気相を生成してもよい。２相ストリーム142は、アウトプット分離器144、例えば２相フラッシュドラムで、メタンリッチ液体ストリーム146及びメタンリッチアウトプットガスストリーム148に分離される。こうして、気相ストリーム140の大部分は、高価かつ非効率な圧縮を必要とせず、センドアウトポンプ150によってセンドアウト圧力まで容易に圧縮され得るメタンリッチ液体ストリーム146を形成する。さらに、より少量の気相ストリーム140のみが、センドアウト圧縮機158によってセンドアウト圧力まで高める必要があるアウトプットガスストリーム148を形成する。液体ストリーム146をセンドアウト圧力まで圧縮し、アウトプットガスストリーム148をセンドアウト圧力まで圧力を高めた後、センドアウト気化器152及びヒーター160（ともにオープンラック水気化器又は液中燃焼気化器であってもよい）は、それぞれ加熱アウトプットガスストリーム161及び気化及び加熱アウトプットガスストリーム153を供給する。したがって、加熱アウトプットガスストリーム161及び気化及び加熱アウトプットガスストリーム153は、メタンリッチ送出ガスストリーム156の市場（例えば、800psiaを超えるような高圧でガスを輸送するガスパイプライン）への送出のためにアウトプット混合機154で混合される。
【００１２】
特に有利な局面では、システム100は、さらに「NGL回収モード」と「NGL廃棄モード」とを切換えることができる。NGL回収モードでは、全部ではないがほとんどのNGLは、上述のようにLNG供給101の気化前にLNG供給101から抽出される。しかしながら、NGL廃棄モードでは、すべてのLNG供給101（エタンプラス画分を含む）は、迂回パス300（破線を参照）によって市場に送出するために気化される。センドアウト圧力を得るために、ポンプ110、114、150を使用してLNG供給101に必要な圧力の増加を提供できる。さらに、リボイラー130、気化器124、152及びヒーター160のような熱源は、十分なエネルギーを提供して、ポンプ110、114、150によって加圧された後、LNG供給101をセンドアウト温度に加熱及び気化する。バルブ及び追加の導管を利用して、NGL廃棄モードのときに使用しない構成要素（例えば、脱メタン分離器126及び分留塔128）をバイパスしてもよく、NGL廃棄モードのときに熱源よりも先にポンプを配置してもよい。
図１は、さらに破線及びその組合せによって示される多くのオプションを示す。例えば、分留塔128のための外部還流は、還流ストリーム118以外の種々の源から提供されてもよく、加圧フィードストリーム116は、LNG供給101から、第１熱交換器122の後にシステム100において使用されてもよい追加の熱交換器への冷却能力を提供してもよい。１つ以上の別の方法では、メタンリッチアウトプットガスストリーム148の少なくとも一部を、加熱及び使用されてシステム100及び付随のプラントを作動及び稼動させるプラント敷地燃料ストリーム200に迂回させることができる。
【００１３】
追加の局面又は別の方法では、メタンリッチ液体ストリーム146を分離してリーン還流ストリーム400を提供してもよく、リーン還流ストリーム400は、分留塔128にリーン外部還流ストリーム404として入る前にポンプ402によって圧力を高められてもよい。さらに、分留塔128のオーバーヘッドからより重い炭化水素を除去する際のリーン外部還流ストリーム404の効率を改善するために、リーン外部還流ストリーム404を、加圧フィードストリーム116に対してリーン外部還流ストリーム404を冷却するために作用する還流熱交換器（図示せず）によって冷却してもよい。別の局面では、システム100は、冷却器熱交換器502と流体接続（例えば、流路501）された冷却器500を含んでもよい。冷却器500は、分留塔128の精留部分の離れた部分及び一体となった部分であってもよい。分留塔オーバーヘッドの熱は、分留塔128の冷却器還流ストリーム504を提供するために、冷却器熱交換器502を介して加圧フィードストリーム116と直接又は間接的に交換する。外部還流は、LNG供給101からエタンよりも高級の炭化水素を除去するために特別な有用性を提供し、メタンリッチオーバーヘッドストリーム134から除去されるNGLの割合を高める。
NGLストリーム132の少なくとも一部が高圧で市場に直接送出されない別の実施態様では、システム100は、加圧フィードストリーム116に対してNGLストリーム132を冷却するためにNGL熱交換器600を含んでもよく、その結果、エタンタンク602において貯蔵するために又は常圧でアウトプットNGLストリーム604において送出するために、NGLストリーム132が常圧に下がると最小限の量だけ瞬時に気化する。NGLストリーム132を介するNGL回収を増加させ、瞬時に気化したガスストリーム606が燃え上がるのを回避し、そしてリボイラー130の負荷を軽減するために、エタンタンク602から瞬時に気化したガスストリーム606をエタン圧縮機608によって圧縮し、分留塔128の底に供給してもよい。
【００１４】
明確にするために可能である場合には、図１の参照文字を用いて（しかしながら、これに限定されない）、本明細書に記載される方法の局面の例を以下に記載する。LNGを処理する方法は、加圧LNG116を熱交換器122に通して加熱LNG125を供給し、加熱LNG125をメタンリッチ気相ストリーム134とNGLストリーム132とに分留し、気相ストリーム134を熱交換器122に通して液相と気相とを含む２相ストリーム142を供給し、２相ストリーム142を少なくとも液体部分146とガス部分148とに分け、液体部分146の圧力を高めてセンドアウト液体ストリームを供給し、センドアウト液体ストリームを回収して気化し、市場153に送出することを含む。LNGを気化する別の方法は、NGLからメタンを実質的に分離するためのNGL回収モード及びNGL廃棄モードを有する気化システム100を提供し、回収及び廃棄モード間で気化システム100を切換えることを含み、各モードは共通のポンプ110、114、150及び熱源124、130、152、160を利用する。
【実施例】
【００１５】
（実施例１）
図１において実線で示される方法に関して、仮定上の質量及びエネルギーバランスを実行した。HYSYS（商標）と呼ばれる市販のプロセスシミュレーションプログラム（ハイプロテック社（カルガリー、カナダ）から入手可能）を用いて、データを生成した。しかしながら、データを生成するために、HYSIM（商標）、PROII（商標）及びASPEN PLUS（商標）などのその他の市販のプロセスシミュレーションプログラムが使用できると考えられる。データは、加圧フィードストリーム116が表１に示される典型的なLNG組成を有すると仮定した。表１に示されるデータは、本明細書の教示に照らして、多くの方法で異なっていてもよく、図１において実線で示されるシステムのより良い理解を提供するために含まれる。前記システムは、LNGからのエタンの95.7％（41290 BPD）の回収し、一方、35°F及び1215psiaで送出するために1027 MMSCFDのメタンリッチガスを送出する。
【００１６】
【表１】
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【００１７】
（実施例２）
表２は別のシミュレーションの一部を示し、それはNGL回収モード（図１において実線で示される実施態様を用いる）とNGL廃棄モードとの比較を提供し、システム100を切換えてLNG供給101のすべてを気化する。明らかなように、NGL回収モードは、NGL廃棄モードと比較して約5320 HPの追加の所要電力を必要とする。さらに、NGL回収モードについて水の気化による負荷は、NGL廃棄モードと比較して約９％減少する。したがって、気化のために水又は海水を冷却することを必要とする設備はNGL回収モードを取り扱うのに十分である。
【００１８】
【表２】
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【００１９】
（実施例３）
表３は、図１に示される種々のストリームにおけるＣ1及びＣ2+の異なる選択的濃度範囲の例を示す。
【００２０】
【表３】
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【図面の簡単な説明】
【００２１】
【図１】液化天然ガスのための処理システムのフローダイヤグラムである。
【図１】
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【国際調査報告】
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