(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
ベンゼン化合物を含む高凝固点の炭化水素の、混合供給ガス流からの除去工程であって；
前記混合供給ガス流を第一の熱交換器で冷却してＣ３、Ｃ４、及びＣ５成分並びに高凝固点の炭化水素の少なくとも一部を凝縮させ、
第一の分離器において、前記凝縮されたＣ３、Ｃ４、Ｃ５成分及び高凝固点の炭化水素を分離して第一の液体流及び第一のガス流を形成し、
第二の熱交換器において、前記第一のガス流を冷却して前記第一のガス流の少なくとも一部を凝縮させ、
第二の分離器において、前記第一のガス流の前記凝縮された部分を分離して、頂流としてのメタンリッチな第二のガス流及び第二の液体流を形成し、
前記第一及び第二の液体流を第一の精留塔に供給し、頂流のメタンガスを除去し及び第三の液体流を底流として除去し、
メタンリッチな生成ガス流を前記第二の分離器の頂部から除去し、ここで、メタンリッチな生成ガス流は、メタンを５０体積％より多く含むガス流であり、
前記第三の液体流を精留列で精留してＣ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む再循環流並びに高凝固点の炭化水素流を得、
Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む前記再循環流を、前記第一の精留塔から上流に供給し、前記再循環流が導入される前記位置での前記流の凝固点を低下させることを含み、しかも、
Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む流れの前記再循環が、前記第一及び第二の分離器に入る前記流れの液体の体積割合を増加させ、前記液体の高凝固点の炭化水素濃度を希釈し、そのため、不完全な液体の回収によって蒸気流とともに前記分離器を出る高凝固点の炭化水素の量を低減する、前記工程。
【請求項２】
前記再循環流が前記第一の分離器から上流で前記供給ガス流と混合される、請求項１に記載の工程。
【請求項３】
前記再循環流が前記第一の液体流と混合される、請求項１に記載の工程。
【請求項４】
前記再循環流が前記第二の液体流と混合される、請求項１に記載の工程。
【請求項５】
前記再循環流が前記第一のガス流と混合される、請求項１に記載の工程。
【請求項６】
前記第一の分離器が温分離器を含み、前記第一の分離器から得られる前記第一の液体流がＣ２成分を含む、請求項１に記載の工程。
【請求項７】
前記第二の分離器が冷分離器を含む、請求項１に記載の工程。
【請求項８】
さらに、前記第二の分離器から下流に第三の分離器を含み、前記第三の分離器からの底流が前記第一の精留塔に送られ、前記頂流が前記メタンリッチな生成ガス流の少なくとも一部を含む、請求項１に記載の工程。
【請求項９】
前記再循環流が前記第三の分離器からの底流と混合される、請求項８に記載の工程。
【請求項１０】
前記第二の分離器からの前記頂流が前記第三の分離器に送られる前に膨張される、請求項８に記載の工程。
【請求項１１】
前記メタンリッチな生成ガス流は、メタン含量が少なくとも８０％モル濃度メタンである、請求項１０に記載の工程。
【請求項１２】
さらに、プラントの始動時、前記メタンリッチな生成ガス流の一部を前記混合供給ガス流と混合することを含む、請求項１に記載の工程。
【請求項１３】
前記供給ガスからの非凝固性成分の十分な凝縮を再循環に利用されるようにする温度に到達するまで、前記システムの初始動及び冷却を凝固することなく可能にするために、外部源からの非凝固性成分の流れが前記混合供給ガス流へ添加される、請求項１に記載の工程。
【請求項１４】
さらに、前記メタンリッチな第二のガス流を、最も凝固点の高い成分の大部分を分離した後自己冷却させるために膨張器を用いることを含み、前記自己冷却したメタンリッチな第二のガス流が、前記供給ガスの冷却に利用される、請求項１に記載の工程。
【請求項１５】
回収された非凝固性成分の一部を前記供給ガスへ再循環することで、組成が変わり、前記供給ガスの組成が、よりリッチな供給ガスと同様であり、当該よりリッチな供給ガスは、凝固を避けるための再循環の必要が少ないかまたはその必要がない、請求項１に記載の工程。
【請求項１６】
回収された非凝固性成分の一部の前記再循環が、供給ガス成分の総濃度を増加させて前記供給ガスのメタン含量がより高い時のプラントにおける条件に近づけ、その結果、前記供給ガスがメタンリッチであってもなくても、プラントの装置のすべてが同様の条件で運転される、請求項１５に記載の工程。
【請求項１７】
前記再循環流がさらにＣ２成分及びＣ５成分のうちの少なくとも１つを含む、請求項１に記載の工程。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
関連出願
本出願は、２０１４年３月１４日に出願された米国仮特許出願第６１／９５３，３５５号の優先権を主張する。
【背景技術】
【０００２】
高凝固点の成分の除去は、天然ガス液化プラントにおける凝固を避けるために必要とされる。液化プラントへの供給ガスの典型的な規格が含むのは、１００万分の１体積部（ｐｐｍｖ）未満のベンゼン、並びに０．０５％モル濃度未満のペンタン及びより重質（Ｃ５＋）の成分である。高凝固点の炭化水素成分の除去設備は、通常、水銀、ＣＯ２及びＨ２Ｓ等の酸性ガス、並びに水を除去する前処理設備の下流に位置する。
【０００３】
高凝固点の炭化水素の除去用の、ＬＮＧの供給ガスの前処理のための簡素で一般的なシステムは、入口ガス冷却器、凝縮液の除去用の第一の分離器、第一の分離器からの蒸気をさらに冷却するための膨張器（またはジュール・トムソン弁もしくは冷凍機）、さらなる凝縮液の除去用の第二の分離器、及び第二の分離器からの低温蒸気を加熱するための再熱器の使用を含む。該再熱器と該入口ガス冷却器は、通常、１つの熱交換器を構成する。該第一及び第二の分離器からの液体流は、同様に凝縮した供給ガス中のより軽質の炭化水素の一部とともに、供給ガスのベンゼン及びＣ５＋成分を含む。これらの液体流は、入口ガスとの熱交換によって再加熱されうる。これらの液体流はまた、凝固することなくＬＮＧプラントに送られうる成分からの高凝固点の成分を濃縮するためにさらに分離されうる。
【０００４】
既存のＬＮＧ設備に送られる供給ガスの組成は、経時変化する。液体回収プラントは、Ｃ５＋の凝縮物を除去して製油所へ供給するため、または、地域の暖房需要もしくは化学プラントの原料用のプロパン及びブタンを除去するため、該ＬＮＧ設備の上流のパイプラインに設置されうる。さらなるガス田が出現する可能性があり、または、個々のガス田からの混合ガスは変化する場合がある。様々な状況が、ＬＮＧ設備の供給ガスがより高濃度のベンゼンを含む原因となりうる。
【０００５】
既存のＬＮＧ設備への供給ガスが変化し、予期されたよりも多くのベンゼンを含む場合、該高凝固点の炭化水素の除去プラントは、液化プラントにおける凝固を避けるために必要なベンゼンの除去を満たすことができないであろう。さらに、該高凝固点の成分の除去プラントにおける特定の場所が、ベンゼンの増加によって凝固する場合がある。該ＬＮＧ設備は、より高いベンゼン濃度のガス源をこれ以上受け付けないことで、生産を減少させなくてはならない場合があり、または、ベンゼンの濃度を減少させることができない場合、完全に生産を中止しなくてはならない場合がある。これらの問題を克服する工程及びシステムを開発することは有益であろう。
【発明の概要】
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本明細書に記載の第一の実施形態は、ベンゼン化合物を含めた高凝固点の炭化水素の、混合供給ガス流からの除去工程を含む。該工程は、該混合供給ガス流を第一の熱交換器で冷却してＣ３、Ｃ４、及びＣ５成分並びに高凝固点の炭化水素の少なくとも一部を凝縮させ、第一の分離器において、該凝縮されたＣ３、Ｃ４、Ｃ５成分及び高凝固点の炭化水素を分離して第一の液体流及び第一のガス流を形成し、第二の熱交換器において、該第一のガス流を冷却して該第一のガス流の少なくとも一部を凝縮させ、第二の分離器において、該凝縮された第一のガス流の部分を分離して、メタンリッチな第二のガス流を頂流として、及び第二の液体流を形成することを含む。該第一及び第二の液体流は、次に、第一の精留塔に送られ、頂流のメタンガスが除去され、第三の液体流が底流として除去される。該工程はさらに、メタンリッチな生成ガス流を該第二の分離器の頂部から下流で除去し、該第三の液体流を精留列で精留してＣ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む再循環流並びに高凝固点の炭化水素流を得、Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む該再循環流を、該第一の精留塔から上流の位置で該工程に供給し、該再循環流が導入される位置での該流の凝固点を低下させることを含む。
【０００７】
別の実施形態は、ベンゼン化合物を含めた高凝固点の炭化水素の、混合供給ガス流からの除去工程であって、該混合供給ガス流を第一の熱交換器で冷却してＣ３、Ｃ４、及びＣ５成分並びに高凝固点の炭化水素の少なくとも一部を凝縮させ、第一の分離器において、該凝縮されたＣ３、Ｃ４、Ｃ５成分及び高凝固点の炭化水素を分離して第一の液体流及び第一のガス流を形成し、第二の熱交換器において、該第一のガス流を冷却して該第一のガス流の少なくとも一部を凝縮させ、第二の分離器において、該凝縮された第一のガス流の部分を分離して、メタンリッチな第二のガス流を頂流として、及び第二の液体流を形成することを含む工程である。該工程はさらに、該第一及び第二の液体流を第一の精留塔に供給し、頂流のメタンガスを除去することも含み、第三の液体流を底流として除去するため、メタンリッチな生成ガス流を該第二の分離器の頂部から下流で除去し、該第三の液体流を精留列で精留して炭化水素生成流を得、Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む溶剤流を、該第一の精留塔から上流の位置で該工程に供給して該溶剤流が導入される位置での該流の凝固点を低下させ、それにより、より低い工程温度を利用可能にすることを含む。
【０００８】
さらなる実施形態は、メタン及びベンゼン成分を含む混合供給ガス流の、該ベンゼン成分を除去するための前処理システムであって、該混合供給ガスを部分的に凝縮させるための第一の熱交換器、Ｃ３＋成分を含む第一の液体炭化水素流を形成するため第一のメタン含有ガス流から該混合供給ガスを分離するように構成された第一の分離器、該第一のメタンリッチなガス流を少なくとも部分的に凝縮させるように構成された第二の熱交換器、第二の液体炭化水素流から第二のメタン含有ガス流を分離するように構成された第二の分離器、該第一の液体炭化水素流及び該第二の液体炭化水素流からメタンを除去するように構成された精留塔、並びにＣ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む溶剤流を該システムに供給するように構成された溶剤注入口を備えるシステムである。該溶剤注入口は、該第一もしくは第二の分離器の上流、または該第二の分離器の下流かつ該精留塔の上流に配置される。
【０００９】
さらに別の実施形態は、ベンゼン化合物を含めた高凝固点の炭化水素の、混合炭化水素供給ガス流からの除去工程であって、該混合供給ガス流を第一の熱交換器で冷却してＣ３、Ｃ４、及びＣ５成分並びに高凝固点の炭化水素の少なくとも一部を凝縮させ、第一の分離器において、該凝縮されたＣ３、Ｃ４、Ｃ５成分及び高凝固点の炭化水素を分離して第一の液体流及び第一のガス流を形成し、第二の熱交換器において該第一のガス流を冷却して、または該第一のガス流を減圧して該第一のガス流を部分的に凝縮させ、第二の分離器において、該凝縮された第一のガス流の部分を分離して、メタンリッチな第二のガス流及び第二の液体流を形成することを含む工程である。該工程はさらに、メタンリッチな生成ガス流を第二の分離器の頂部から下流で除去し、該第一の液体流を精留列に供給し、該第一の液体流を精留して炭化水素生成物流及び、ベンゼン成分を含む高凝固点の炭化水素流を得、該第二の液体流の少なくとも一部を回収し、回収された部分の圧力を上げ、該回収され圧縮された部分の少なくとも一部を、該第一の分離器から上流の位置へ、または該第一の分離器へ向けて該工程に再循環させ、工程流並びに工程要素の凝固を防止することも具備する。
【００１０】
さらなる実施形態は、メタン及びベンゼン成分を含む混合供給ガス流の、該ベンゼン成分を除去するための前処理システムであって、該混合供給ガスを冷却及び部分的に凝縮させるための第一の熱交換器、該冷却及び部分的に凝縮された混合供給ガス流を分離してＣ３＋成分を含む第一の液体炭化水素流及び第一のメタン含有ガス流を形成するように構成された第一の分離器、該第一のメタン含有ガス流を膨張及び部分的に凝縮させるように構成された膨張器、該第一のメタン含有ガス流を分離して第二のメタン含有ガス流及び第二の液体炭化水素流を形成するように構成された第二の分離器、該第一の液体炭化水素流及び該第二の液体炭化水素流のうちの少なくとも１つの圧力を高めるように構成された加圧装置、並びに、該第一の液体炭化水素流及び該第二の液体炭化水素流のうちの少なくとも１つの再循環部分を該第一の分離器の上流の位置、または該第一の分離器で該システムに送り戻すように構成された再循環の入口を備えるシステムである。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】第一の実施形態に従って、混合炭化水素ガス流から高凝固点の炭化水素を取り出すためのシステム及び工程を概略的に示す。
【００１２】
【図２】図１に示す工程から得られた混合炭化水素流を精留するためのシステム及び工程を概略的に示す。
【００１３】
【図３】ガス流から高凝固点の炭化水素を取り出すためのシステム及び工程の第二の実施形態を概略的に示す。
【００１４】
【図４】第三の実施形態に従って、ガス流から高凝固点の炭化水素を取り出すためのシステム及び工程を概略的に示す。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
凝固性成分（必ずしも限定されないが、ベンゼン、トルエン、エチルベンゼン、及びキシレン（ＢＴＥＸ）を含めた重質炭化水素）を、液化前に前処理された天然ガス流から取り出すための新たな極低温処理を本明細書に記載する。
【００１６】
原料の供給ガスは、初めに、ＣＯ２、水、及び重質炭化水素等の凝固性成分を液化前に除去するように処理される。ＣＯ２及び水の除去は、工業用の数工程で行われる。しかしながら、極低温処理による凝固性炭化水素成分の除去は、除去される成分の種類及び量に依存する。Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４等の成分が少なく、液化の過程で凝固する炭化水素を含む供給ガスについては、該凝固性成分の分離はより困難である。
【００１７】
下記表３は、液化に使用されうる通常のガス組成を示す。該ガスは極めてリーンであるが、かなりの量の重質凝固性成分を有する。該凝固性成分の分離は、冷却の過程において、凝固性成分の濃度を薄めて凝固を防ぐために十分な量のＣ２、Ｃ３、またはＣ４が液体流に存在しないために困難である。この問題は、該ガスから凝縮する第一の成分が、Ｃ２〜Ｃ４成分が存在しない重質留分の場合、該工程の始動時に大いに悪化される。この問題を克服するため、始動時及び通常運転時の凝固の問題を取り除く工程並びにシステムが開発された。
【００１８】
定義：
本明細書で使用される、「高凝固点の炭化水素」という用語は、ベンゼン、トルエン、エチルベンゼン、キシレン、及び、炭素原子が少なくとも６個のほとんどの炭化水素を含めた他の化合物を指す。ここで、「ベンゼン化合物」という用語は、ベンゼン、並びにトルエン、エチルベンゼン、キシレン、及び／または他の置換ベンゼン化合物をも指す。ここで、「メタンリッチなガス流」という用語は、メタンを５０体積％より多く含むガス流を意味する。ここで、「加圧装置」という用語は、圧縮器及び／またはポンプを含めて、ガスもしくは液体流の圧力を高める構成要素を指す。下記表１は、限定された炭化水素の凝固点を示す。
【表１】
0006561077.tif 000002
（表２の物性データは、Ｇａｓ  Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒｓ  Ｓｕｐｐｌｉｅｒｓ  Ａｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ  Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ  Ｄａｔａ  Ｂｏｏｋより）
【００１９】
表１を参照すると、ベンゼンは、ｎ‐ヘキサン及びｎ‐へプタンと同等の沸点並びに蒸気圧を有する。しかしながら、ベンゼンの凝固点は約１７５°Ｆ高い。同様にＮ‐オクタン、Ｐ‐キシレン、及びＯ‐キシレンも特に、天然ガスに通常含まれる他の成分が実質的に液体として凝縮されなかったときより高い温度での凝固につながる物性を有する。
【００２０】
実施形態において、本明細書に記載の工程は、通常、高凝固点の炭化水素含量が１００〜２０，０００ｐｐｍモル濃度、または１０〜５００ｐｐｍモル濃度、メタン含量が８０〜９８％モル濃度、または９０〜９８％モル濃度の範囲の混合炭化水素供給流を備える。該メタンリッチな生成物流は、通常、Ｃ５＋が０〜５００ｐｐｍモル濃度、またはベンゼンが０〜１ｐｐｍモル濃度の範囲の高凝固点の炭化水素含量、及び８５〜９８％モル濃度、または９５〜９８％モル濃度の範囲のメタン含量を有する。
【００２１】
実施形態において、本明細書に記載の工程は、通常、第一の分離器では１０から−５０Ｆ及び４００から１０００ｐｓｉａ、並びに第二の分離器では−１０から−１５０Ｆ及び４００から１０００ｐｓｉａの範囲の温度及び圧力を用いる。第三の分離器が使用される場合、温度及び圧力は、通常、−５０から−１７０Ｆ及び３００から７００ｐｓｉａの範囲である。
【００２２】
液化プラントへの流入ガスの典型的な規格は、＜１ｐｐｍモル濃度のベンゼン並びに＜５００ｐｐｍモル濃度のペンタン及びより重質の成分である。
【００２３】
第一の実施形態
最初に図１を参照すると、部分的なＣ２＋回収工程が示されている。該工程は、熱交換器及び相分離器を用いて天然ガス製品の一部になりえない混合供給ガスの成分を除去する。初めに、該供給ガスの冷却曲線を分析して該混合物の凝固点が決定されうる。次に、プロパンやブタン等の非凝固性溶剤が、該重質凝固性成分を液相に保持するために十分な量で添加される。天然ガス製品の該分離過程で生産された液体は、脱メタン塔へ送られる。溶剤の注入は冷却列の１カ所以上で、場合により、該供給ガスの組成及び再循環流が導入される場所に応じて異なる量の溶剤を用いて行うことができる。
【００２４】
分離器から脱メタン塔への（予熱することによる）液体の輸送を含む該工程は、調節弁をわたる圧力低下を伴う。これらの減圧は、工程ライン内でのフラッシング、冷却、及び凝固条件の実現性につながりうる。凝固を防ぐため、溶剤は該調節弁のわずか上流、または別の適切な場所で添加されうる。炭化水素の凝固は、圧力が低下される前に該分離液を予熱することによっても防止されうる。溶剤の添加及び／または予熱の程度の選択は、凝固性成分の量と種類に依存する。
【００２５】
脱メタン塔は、その頂部でメタン及びより軽質の成分を除去し、その底部でＣ２＋成分の一部を回収する。該塔の底部からのＣ２＋流は、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、及びＣ５＋成分が分離される精留列に送られる。Ｃ３及び／またはＣ４流の一部は、凝固防止のため該極低温プラントに戻して再循環される。図２は、脱エタン塔、脱プロパン塔、及び脱ブタン塔を具備する精留列の実施形態を示す。１、２、または３種の異なる溶剤を、当該溶剤が凝固性成分を実質的に含まないという条件で、該ガス精製システムに再循環できる。実施形態では、該溶剤はＣ３及びＣ４成分を含む。場合によっては、Ｃ２成分が使用されるか、または混合炭化水素溶剤の再循環流にも含まれている。
【００２６】
本明細書に記載の工程の追加された利点は、プロパンやブタン等の、凝固を防ぐために使用される溶剤が供給ガスから回収できるということである。該工程は、添加された溶剤のすべてが回収され、かつこの場合、連続した外からの補給を必要としないように運転されうる。該プラントが該供給に存在するさらなるＣ２、Ｃ３、またはＣ４を回収することを必要とする場合、該工程は、売却可能なＣ２、Ｃ３、及び／またはＣ４製品の生産に適する条件で運転することができる。
【００２７】
表２は、凝固が起こりうる該工程の限定された点での２組のデータを示す。「溶剤あり」に分類されたデータの組は、プロパン溶剤の注入、及び凝固点への１０℃の接近を示す。「溶剤なし」に分類されたデータの組は、同じ工程であるが、プロパン溶剤の注入はしない。このデータの組は、凝固まで−２３℃を示し、この工程を実行不可能にする。表３は、供給と該工程からの産物を示す物質収支を通常運転について示す。
【００２８】
図１に示すシステムの始動時、生成ガス流はなおベンゼン及びより重質の成分を含み、液化の供給規格を満たさないため、フレアされる必要がある。しかしながら、規格を満たすまでのすべての生成ガスのフレアリングの代わりに、始動時の該生成ガスの一部は、液化工程の前端に戻して再循環することができるため、フレアリングを減少させる。さらに、該再循環ガスは、供給より凝固性成分が少なく、該極低温プラントへの供給を希釈する傾向にあるため、冷却工程での凝固を防止するのに役立つ。再循環はまた、より多くのガスが該プラントの減圧装置を通過するにつれ、該プラントの初期の冷却を促進する。生成ガスは、表中では残留ガスとも呼ばれる。
【００２９】
表４は、残留ガスの再循環及び溶剤の注入の両方での始動時の条件を示す。示した段階は、通常の開始についてであり、以下に列挙する：
１．流入ガスの冷却開始、液体が分離器で生成し始める。膨張器は迂回、ガスはＪＴ弁を通る。脱メタン塔の塔頂はフレアされる。
２．残留物の再循環開始
３．新たなプロパン添加。残留物の再循環増加。
４．プラントを冷却し続ける。
５．膨張器オン。
６．脱メタン塔の塔頂を残留物へ。精留列オン。脱プロパン塔の塔頂を入口へ戻し再循環、新たなプロパンの減少開始。
７．プラントの冷却継続、新たなプロパンを減少。
８．プラントの冷却継続、新たなプロパンを減少。
９．精留列からのすべての溶剤注入。
１０．残留物の再循環減少。
１１．残留物の再循環なし。溶剤量減少。
【００３０】
初期段階では、凝固を防ぐために貯蔵からの新たなプロパンを用いる。しかしながら、該システムでプロパンが生産された時点で、貯蔵からの新たなプロパンの注入は減らされる。表４はまた、段階２で残留物の再循環が開始され、段階１０まで続くことを示す。
【００３１】
表５は、残留ガスの再循環も溶剤の注入もしない始動時の条件を示す。この表は、段階４から開始すると凝固が起こり、始動はこの工程では不可能だということを示す。
【表２】
0006561077.tif 000003
【表３】
0006561077.tif 000004
【表４】
0006561077.tif 000005
【表５】
0006561077.tif 000006
【００３２】
図１〜２に示す例は、Ｃ２＋回収工程についてである。溶剤の注入及び残留物の再循環のスキームは、他のＣ２＋回収スキームと併せて実行することができる。該工程はＣ３＋またはＣ４＋回収工程にも適用できる。該プラントの構成並びにＣ２＋、Ｃ３＋、及びＣ４＋成分の量は、各適用の必要に応じて変動する。
【００３３】
低温では、凝固性成分の濃度は、凝固を防ぐためにより低い必要がある。複数の液体分離点の使用で、必要とされる溶剤がより少なくなる。従って、複数の分離点の使用はまた、高凝固点の成分の除去に必要な総冷却エネルギーを減少させる。さらに、複数の分離点の使用は、液体凝縮全体の減少によって、熱交換器の加熱／冷却曲線におけるピンチポイントを減少または除外する。
【００３４】
除去される凝固性成分のすべてより揮発性の高い溶剤を使用することで、凝固性成分による汚染の可能性なく、再利用のための該溶剤の完全な分離が可能になる。さらに、該凝固性成分より揮発性の高い溶剤の使用は、逐次分離点の複数で、該溶剤の一部を液化させる。
【００３５】
実施形態において、該溶剤はＣ３及び／またはＣ４炭化水素、例えばプロパン及びブタンを含む。プロパン及び／またはブタン溶剤の使用は、工程内での液体溶剤の１モル当たりの凝縮熱を低くし、該溶剤の凝縮からの負荷並びに熱交換器の冷却曲線の振れを最小限にする。
【００３６】
熱交換器及び減圧装置を含めた、流れが冷却される本発明の各段階で、凝固性成分の凝縮並びに潜在的な凝固の際、またはそれらの前に、適切な量の該溶剤成分が液体として存在することが重要である。冷却工程の全体を通して至る所で、該溶剤が適切な量で液体として存在することもまた凝固を防ぐために重要である。
【００３７】
流れの組成、温度及び圧力、並びに凝固点のアルゴリズムを凝固条件の予測のために用いることができ、また、始動時及び定常状態運転時の溶剤注入速度並びに位置の調節に用いることができる。正常な圧力低下より高い、及び正常な熱交換より低い等の凝固の可能性を示す運転条件を監視し、該溶剤の注入速度及び位置を調節するためのフィードバックとして用いることができる。
【００３８】
本明細書に記載の実施形態の、ガス液化設備の上流の高凝固点の成分の除去への適用は、該液化プラントで凝固しうるすべての成分の除去を必要とする。場合によっては、ペンタン及びより重質の成分は、該液化プラントに入るこれらの成分の量に厳しい制限があるため、溶剤として有効ではなくなる。
【００３９】
ガス液化設備の上流の図１〜２に示す工程の使用は、精留列での溶剤成分の回収が、該液化設備で通常使用される混合冷媒の成分も提供するという効果をもたらす。供給ガスで通常利用可能であり、かつ下流の工程でも許容される溶剤成分の使用は、本明細書に記載の特定の実施形態の付加的な特徴及び利益である。
【００４０】
該溶剤の添加は、液相の密度を増加させ、含有凝固性成分を含めた該液体の該蒸気からの分離を増進する。該溶剤の添加は、該液体の表面張力を増加させ、該液体の分離及び回収をさらに増進する。該溶剤の添加は、該蒸気及び液体の相対的物性が分離により有利である、より高温での該凝固成分の凝縮及び回収を可能にする。
【００４１】
該凝固成分の該溶剤中への希釈は、分離容器中の液相に回収されない任意の液滴に持ち越される凝固成分液の体積を減少させ、液滴の持ち越しの悪影響を減少させる。
【００４２】
１つまたは複数の異なる平均ガス組成の供給組成のＣ３＋成分が極リーンから極リッチまで変動しうるプラントを、ＢＴＥＸ及びＣ５＋を除去して凝固を避けるために設計並びに運転することが必要な場合がありうる。該供給ガスがリーンなＣ３＋炭化水素である場合、凝固を避けるために溶剤成分の再循環が必要とされうる。Ｃ３＋がリッチな供給ガスの場合、再循環は必要とされない場合がある。Ｃ３及び／またはＣ４がリッチな場合、液体の回収がより大きいために最大の装置が必要になりうる。リッチガスを収容するように設計される場合、分離器及び塔はより大きくなる（下記参照）。該高負荷の場合、該プラントの装置にとって最小のサイズを設定しうるが、これらのサイズは、リーンガスの場合に要求されるよりも大きくなりうる。
【００４３】
すべての装置を良好に操作させるため、すべての装置を合理的設計の操作点で操作させ、適切な性能を確保することが望ましい。リーンガスの場合に凝固を防ぐための液体の再循環は、装置への負荷を、場合により、Ｃ３＋リッチガスの場合と同じ負荷まで増加させる二次的影響を及ぼす。この予想外の凝固回避の結果は、プラントの性能に好影響を及ぼす。再循環は、凝固の防止と同時に、異なる供給ガスの場合の装置の負荷の平衡化の両方に利用することができる。プロパン及びブタン流の再循環は、該供給ガスの組成をほぼ不変に等しくし；凝固を回避するだけでなく、意外にも、すべての装置についてほぼ同一の運転条件及び負荷の極めてよく似た供給ガスをもたらしうる。
【００４４】
通常、プラントの運転条件は、異なる供給ガスで所望の結果を実現するように調整される。本明細書に記載の実施形態では、凝固を回避する再循環の利用は、大いに簡素化された操作ももたらす。該供給ガスが変化する場合、該再循環率を変化させることができ、他のすべての運転条件は大幅な修正を必要とせず、供給組成の変更の操作をより容易にする。この計画が必要とするのは、複数の項目の代わりにただ一つの項目の変更である。
【００４５】
液化前に極めてリーンな天然ガスから重質炭化水素及びＢＴＥＸを除去するための新たなプラントの設計は、概して少なくとも２つの分離容器、少なくとも１つの熱交換器、少なくとも１つの減圧装置、並びにこれらの装置のうちの２つ以上の上流の溶剤注入点を具備する。プロパン及びブタンは容易に入手可能であり、輸送され設備の敷地でタンクに貯蔵可能であり、供給ガスが該プラントに導入されて運転圧力まで加圧されるにつれて、一連の溶剤成分の添加についで、始動用に該プラント設備に移されうる。該ガスの一部はフレアすることなく圧縮器を用いて該プラントを再循環させることができ、減圧装置を用いて該プラントを冷却し、該溶剤が通常運転に必要なすべての液面を確立するまで溶剤成分を追加し、該工程を通常の運転温度まで冷却する。このシステムでは、始動時の遅延、浪費、またはフレアの放出があるとしてもごくわずかである。流入ガスから得られ、その上容易に購入も可能な溶剤の使用は、この低放出の始動方法を可能にし、将来の必要性のために施設内での溶剤貯蔵の補給も可能にする。
【００４６】
図１に、例示的な実施形態を詳細に示す。通常はパイプライングレードの天然ガスである供給ガス流２は、流れ３の一部になり、入口熱交換器４を通過し、それにより該供給ガスの少なくとも一部を冷却及び液化し、冷却供給ガス６を生成する。冷却供給ガス６は、温分離器８に送られ、ここで重質炭化水素液（すなわち、Ｃ２＋炭化水素）が、より軽質のガス成分、主にメタン、並びに他の非凝縮性ガス、例えば、窒素、二酸化炭素、ヘリウム、及び該供給ガスに含まれうる同等のものから分離される。メタンリッチな炭化水素に加えて、温分離器８からもたらされる残余の非凝縮重質炭化水素からなる温分離器の頂部ガス流１０は、その後、極低温ガス／ガス熱交換器１８を通過し、さらに冷却され、冷分離器２２への冷分離器供給２０を生成する。凝縮された重質炭化水素液を含む温分離器の底流１２は、温分離器８の底部から取り除かれ、温分離器の底流の調節弁１４を通過し、その後流れ１５と表される。流れ１５は、他の流れと混合され、混合メタンリーン炭化水素流１６を生成する。
【００４７】
冷分離器２２へ戻ると、冷分離器供給２０の凝縮性炭化水素は、冷分離器２２のメタンリッチな気相から分離される。該メタンリッチな気相は、冷分離器２２から冷分離器の頂流２４として回収される。該凝縮性炭化水素は、冷分離器２２から除去され、冷分離器の底流２６を生成し、これは冷分離器の底流のヒーター２８及び、続いて冷分離器の底流の調節弁３０を通過する。冷分離器の底流の調節弁３０を通過後、冷分離器の減圧底流３１が極低温ガス／ガス熱交換器１８で冷媒として利用され、温分離器の頂流１０の熱を吸収する。これは、炭化水素のメタンリーン流３２を生成し、温分離器の底流１２と混合されて混合メタンリーン炭化水素流１６を生成する。
【００４８】
冷分離器の頂流２４は、膨張器／圧縮器３４へ送られ、同時に膨張及び冷却され、膨張冷却メタンリッチ炭化水素流３６を生成する。膨張冷却メタンリッチ炭化水素流３６は、膨張分離器３８に移動され、ここでは、すべての未凝縮のメタンリッチガスが、すべての残余の凝縮性炭化水素から分離され、膨張分離器の頂流４０を生成する。該膨張分離器中の該凝縮性炭化水素は、膨張分離器の底流４２として回収され、これは膨張分離器の底流の調節弁４４を通過し、膨張分離器の低圧底流４５としてこの調節弁を出る。流れ４５は、冷分離器の減圧底流３１が冷分離器の底流の調節弁３０を通過後であって、極低温ガス／ガス熱交換器１８に入る前に、冷分離器の減圧底流３１と混合される。
【００４９】
膨張分離器の頂流４０は、脱メタン塔の還流冷却器４６を冷媒として通過し、脱メタン塔の圧縮頂部ガス７４の熱を吸収する。得られたメタンリッチ炭化水素流４８は、依然として極低温であるので、極低温ガス／ガス熱交換器１８及び入口熱交換器４に冷媒として送られ、それぞれの供給の熱を吸収する。入口熱交換器４を出た後、メタンリッチ炭化水素流４８は、空気冷却器５２で冷却される前に、第一段階で膨張器／圧縮器３４によって、その後第二段階の残留ガス圧縮器５０で圧縮され、ＬＮＧプラント用のメタンリッチ供給ガス５４を生成する。支流のメタン再循環ループ５６及びメタン再循環ループ調節弁５８は、ＬＮＧプラント用のメタンリッチ供給ガス５４の一部を供給ガス２の流れに戻して再循環させるために含まれてもよい。かかる再循環の目的は上述したが、以下でより詳細に説明する。
【００５０】
混合メタンリーン炭化水素流１６は、脱メタン塔６０に送られ、さらなる精留及びすべての残留メタンの除去を受ける。すべての残留メタンが脱メタン塔の塔頂流６２として除去され、メタンリーン留分からのすべての凝縮性炭化水素が脱メタン塔の塔底流６４として除去される。脱メタン塔の塔底流６４の最初の部分は、脱メタン塔のリボイラ６６を通され、脱メタン塔のリボイラ供給６８として脱メタン塔に戻される。しかしながら、脱メタン塔の塔底流６４の第二の部分は、Ｃ２＋炭化水素流７０を生成するために利用される。脱メタン塔の塔頂流６２は、脱メタン塔の塔頂ガス圧縮器７２で再圧縮され、脱メタン塔の圧縮塔頂ガス流７４を生成し、これは続いて脱メタン塔の還流冷却器４６で冷却される。脱メタン塔の冷却塔頂ガス７６は、脱メタン塔の還流貯蔵器７８に送られ、ここですべての液化された部分が脱メタン塔の還流貯蔵器の底流８０として除去され、還流の流れとして脱メタン塔６０に送り戻される。脱メタン塔の冷却塔頂流７６のガス状部分は、脱メタン塔の還流貯蔵器７８から脱メタン塔の還流貯蔵器の頂流８２として採取され、脱メタン塔の還流冷却器４６に送られ、そこで脱メタン塔の還流貯蔵器の頂流８２はさらに冷却され、その後、脱メタン塔の還流貯蔵器の頂流８２は膨張分離器３８へ、高純度のメタンガスとして送られる。
【００５１】
上記の工程の始動時、供給ガス２は、中級炭化水素であるＣ３、Ｃ４、及びＣ５炭化水素はリーンでありうるが、Ｃ６＋炭化水素、例えばシクロヘキサン、ベンゼン、トルエン等の、より重質な炭化水素の濃度は有意である。かかる凝縮性重質炭化水素、特にベンゼンは、操作者に極めて深刻な問題をもたらす。すなわち、プラントの低温状態は、これらの重質炭化水素が凝固し、該プラントへの供給ガスの通路を妨害及び／または封鎖する固体炭化水素を形成しうるような状態である。かかる状況下で、従来の工程では、操作者は、運転を停止し、該プラントを徐々に暖め、それによって該固体炭化水素を溶かし、妨害物を除去しなくてはならない。これは、コストの高い、非生産的な時間をもたらし、供給ガスの処理に必要な温度まで、該プラントを再び冷やす必要のための費用を生じさせる。該プラントの運転に対するこのリスクは、始動時に存在するばかりでなく、供給ガスの組成が変わる場合には運転中でも存在する。すなわち、供給ガスの重質炭化水素、特にベンゼンの含量がわずか百分の数パーセント急増すると、この変化が、凝固した固体炭化水素の蓄積並びに入口交換器４、温分離器８、及び極低温ガス／ガス熱交換器１８の閉塞を生じさせる可能性がある。
【００５２】
この問題を解決するため、意外にも、Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物を他のリーン供給ガスへ注入することで、凝固した重質炭化水素の生成を有意に減少させ、実質的に排除することが見出された。該Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物は、固体の重質炭化水素の生成に対してｉｎ  ｓｉｔｕ「溶剤」または「不凍液」の役割を果たすと考えられる。図１に示すように、Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物の「不凍液」は、流れ８４の供給ガスに、供給ガス２の入口熱交換器４への導入前の時点で、流れ８６及び／または８７で注入されうる。実施形態では、該Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物の「不凍液」を、極低温ガス／ガス熱交換器１８の前に温分離器の頂流１０に注入することが効果的でありうる。限定されることを望むものではないが、しかしながら、該Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、もしくはこれらの混合物の「不凍液」の注入または利用は、重質炭化水素の凝固を被りうる多くの他の場所、例えば、冷分離器の閉塞を防ぐため冷分離器２２の前で冷分離器の底流２６もしくは膨張分離器の底流４２の一部として、該極低温ガス／ガス熱交換器の前でその流れの閉塞を防ぐため、または、混合メタンリーン炭化水素流１６の中でもそのラインの凝固及び閉塞を防ぐために注入されうる。
【００５３】
さらに、意外にも、Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物の該供給ガス及び上述の他の場所への注入は、該プラントの始動にかかる時間を有意に減少させることも見出された。操作者が系統的及び連続的なプラント冷却工程に取り組む時間は、Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物の該注入が該プラントの冷却並びに他のリーン供給ガスでの凝固した重質炭化水素による閉塞の生成の防止を助けることの結果として、有意に減少されうる。この操作安定性までの時間が短いことは、操作者の時間を節約するだけでなく、実質的な環境保全上の利点ももたらす。該プラントがより速く冷却され、かつ、重質炭化水素の凝固または閉塞のリスクが大幅に低減されるため、規格外のメタンガスの排出やフレアリングの必要が減る。すなわち、ＬＮＧプラントへの供給用に適さないメタンガスは、該供給ガスを、中級炭化水素をよりリーンにすることや重質炭化水素の凝固をより起こりやすくすることさえ心配することなく、メタン再循環ループ５６を介して再循環及び再利用できる。メタン再循環ループ５６と、Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物の注入の組合せの該供給ガス及び上述の他の場所への利用は、操作者に該プラントの定常状態運転を実行させ、従って、供給弁の最初の開放から、該ＬＮＧプラントに高品質の規格内供給を供給する。運転の開始から高品質の規格内メタンリッチ供給ガスを有する該ＬＮＧプラントの運転にとってのかかる利益が理解されよう。この利益は、現行の工程が、操作者にとって実質的なコスト削減となるパイプライン級の天然ガスを主な供給源として利用した事実によってさらに高まる。
【００５４】
Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、もしくはこれらの混合物の「不凍液」源の１つは、保存または購入したプロパンもしくはブタンである。しかしながら、上記工程で生じたＣ２＋炭化水素流７０をかかるＣ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物源として利用することによって、相当な利益が実現できる。そこで図２を参照すると、別の例示的な実施形態は、該Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物の「不凍液」の生成を、図解工程スキームを用いて採り入れる。脱メタン塔６０（図１）からのＣ２＋炭化水素流７０は、脱エタン塔２０２に送られる。脱エタン塔２０２内で、Ｃ２炭化水素ガス（本書では通常「エタンガス」と呼ぶ）は該供給から部分的に留去され、脱エタン塔の塔頂流２１０として除去される。残りのＣ３＋の凝縮性炭化水素は、脱エタン塔２０２から脱エタン塔の塔底流２０４として取り出される。脱エタン塔の塔底流の最初の部分２０４は、脱エタン塔のリボイラ２０６に送られ、脱エタン塔のリボイラ流２０８として脱エタン塔２０２に戻される。Ｃ３＋炭化水素からなる脱エタン塔の塔底留分の第二の部分２２２は、脱プロパン塔２２４に送られ、その供給の役割を果たす。脱エタン塔の塔頂流２１０に戻ると、このエタンリッチ流は脱エタン塔の凝縮器２１２を通され、冷却され、その後脱エタン塔の還流貯蔵器２１４へ送られる。脱エタン塔の還流貯蔵器２１４内で、液化された高純度エタンが脱エタン塔の還流貯蔵器の底流２１５として除去され、脱エタン塔の還流ポンプ２１６を介して脱エタン塔の還流の流れ２１８として脱エタン塔２０２に送り戻される。その脱エタン塔の還流の流れの一部は、高純度エタンの脱エタン塔産物流、すなわちエタン２２０として除去されうる。該Ｃ３のプロパン、Ｃ４のブタン、またはこれらの混合物の「不凍液」からの該エタン成分の除去は必要ではない場合があるが、これは操作者に、売却または精製所やプラントの他のどこかで利用されうる貴重な高純度エタン流の生成の好機を与える。
【００５５】
脱エタン塔２０２からのＣ３＋炭化水素２２２は、脱プロパン塔２２４に送られる。脱プロパン塔２０２内で、Ｃ３炭化水素ガス（本書では通常プロパンと呼ぶ）は該供給から部分的に留去され、脱プロパン塔の塔頂流２３２として除去される。残りのＣ４＋の凝縮性炭化水素は、脱プロパン塔２２４から脱プロパン塔の塔底流２２６として取り出される。脱プロパン塔の塔底流の最初の部分２２６は、脱プロパン塔のリボイラ２２８に送られ、脱プロパン塔のリボイラ流２３０として脱プロパン塔２２４に戻される。Ｃ４＋炭化水素からなる脱プロパン塔の塔底留分の第二の部分２４６は、脱ブタン塔２４８に送られ、その供給の役割を果たす。脱プロパン塔の塔頂流２３２に戻ると、このプロパンリッチ流は脱プロパン塔の凝縮器２３４を通され、冷却され、その後脱プロパン塔の還流貯蔵器２３６へ送られる。脱プロパン塔の還流貯蔵器２３６内で、液化された高純度プロパンが脱プロパン塔の還流貯蔵器の底流２３８として除去され、脱プロパン塔の還流ポンプ２４０を介して脱プロパン塔の還流の流れ２４２として脱プロパン塔２２４に送り戻される。その脱プロパン塔の還流の流れの一部は、高純度Ｃ３炭化水素流の脱プロパン塔産物流、すなわちプロパン２４４として除去されうる。
【００５６】
脱プロパン塔２２４からのＣ４＋炭化水素流２４６は、脱ブタン塔２４８に送られる。脱ブタン塔２４８内で、Ｃ４炭化水素ガス（本書では通常ブタンと呼ぶ）は該供給から部分的に留去され、脱ブタン塔の塔頂流２５６として除去される。残りのＣ５＋の凝縮性炭化水素は、脱ブタン塔２４８から脱ブタン塔の塔底流２５０として取り出される。脱ブタン塔の塔底流２５０の最初の部分は、脱ブタン塔のリボイラ２５２に送られ、脱ブタン塔のリボイラ流２５４として脱ブタン塔２４８に戻される。Ｃ５＋炭化水素及び他の高凝固点の成分からなる脱ブタン塔の塔底留分２５０の第二の部分は、天然ガスの凝縮物流２７０として、該プラントまたは精製所の他の装置に送られ、その供給の役割を果たす。脱ブタン塔の塔頂流２５６に戻ると、このブタンリッチ流は脱ブタン塔の凝縮器２５８を通され、冷却され、その後脱ブタン塔の還流貯蔵器２６０へ送られる。脱ブタン塔の還流貯蔵器２６０内で、液化された高純度ブタンが脱ブタン塔の還流貯蔵器の底流２６２として除去され、脱ブタン塔の還流ポンプ２６４を介して脱ブタン塔の還流の流れ２６６として脱ブタン塔２４８に送り戻される。その脱ブタン塔の還流の流れの一部は、高純度Ｃ４炭化水素流の脱ブタン塔産物流、すなわちブタン２６８として除去されうる。
【００５７】
該脱プロパン塔産物流からの該高純度Ｃ３炭化水素流、すなわちプロパン２４４及び該脱ブタン塔産物流からの高純度Ｃ４炭化水素流、すなわちブタン２６８は、別々に、並びに／または組み合わせて用いることができ、上述のＣ３のプロパン、Ｃ４のブタン、もしくはこれらの混合物の「不凍液」として利用されうる。従ってかかる操作によって、凝固した重質炭化水素の閉塞の形成のリスクの実質的な低減またはその予防に必要な材料を、本明細書に記載の該ＬＮＧプラント供給の前処理工程の進行中の操作の過程で生成することができる。
【００５８】
第二の実施形態
図３は、凝固成分の除去工程の別の実施形態を示し、ここでは、該工程で回収され、精留部の塔で分離されるＣ３及びＣ４を利用し、これらＣ３及び／またはＣ４を、該工程流の該液体部分における凝固成分の濃度を希釈する該プラントの点に再循環することにより、凝固を防止する。最も多く凝固を被る該工程の点は、調節弁を隔てた圧力低下によって液体が自己冷却される点、及び、分離器を出る蒸気流がさらに冷却される場合の初期の液体生成の点を含めて、該液相での凝固性対非凝固性成分比が高い冷却中の任意の点を含む。
【００５９】
図３の精留ブロックは、業界標準の蒸留塔を具備し、典型的には、メタン及びエタンを回収された液体から除去する脱エタン塔、並びに、主要な工程で凝固しうるＣ５＋、ベンゼン、及び他の重質成分からＣ３並びにＣ４成分を分離する脱ブタン塔を最低でも具備することになる。回収されたＣ３及びＣ４成分は、凝固防止のためにすべて再循環されてもよいし、その代わりに製品として売られても、精製されたガスの主流とともに液化に送られてもよい。
【００６０】
図３はまた、該冷分離器で回収された液体の全部または一部を、該温交換器に入る供給ガス流に含めて、該冷分離器の上流の１つ以上の点に入るように再循環される実施形態を示す。点線で示された装置は、第二の実施形態を構成する追加の装置である。
【００６１】
表６の凝固抑制は、凝固が起こりうる該工程の限定された点でのデータの組を示す。「第一の実施形態」のデータの組は、精留からのＣ３及びＣ４流の完全な再循環並びに注入を利用し、凝固点を示す。「第二の実施形態」のデータの組は、第一の実施形態の該再循環を含み、かつ、第二の実施形態の工程も利用する。
【表６】
0006561077.tif 000007
「（Ｌ）」はこの流れの「液相」部分を表す。「注１」：部分的に冷却された場合にこの交換器で凝固点が検出される；凝固のセ氏温度は、最初の数であり、二番目は、この凝固が生じる温度である。負の数は凝固を示す。正の数は凝固点を超える温度を示し、交換器の場合、この交換器での凝固への最接近を示す。
【表７】
0006561077.tif 000008
表７は、第二の実施形態についての全体の物質収支に加えて再循環流である。第二の実施形態の流れ２０８の組成との比較を可能にするため、第一の実施形態の流れ２６もまた示し、これは、該冷分離器の再循環ポンプの下流の該冷分離器の底部液体の一部である。
下記表８は、第一の実施形態及び第二の実施形態について、限定された流れと分離器の条件を示す。
【表８】
0006561077.tif 000009
【００６２】
配置と運転条件は、第二の実施形態からなる各適用によって異なりうる。
【００６３】
最低限、第二の実施形態は、該分離器の１つから凝縮した液体の一部を上流の分離器へ再循環するのに必要な装置を具備し、その結果として、該上流の分離器でより多くの量の凝固性成分が除去され、該上流の分離器及び該再循環液体源である分離器の両方の液体における凝固性成分の濃度はより低い。
【００６４】
第二の実施形態は、該冷分離器の底流の一部を該冷分離器の上流の工程点に再循環するために必要な装置を具備しうる。
【００６５】
該冷分離液の再循環流は、以下の場所の１つ以上に送られうる；プラントの入口ガス、第一の交換器に入る入口ガス、第一の交換器を出る入口ガス、温分離器の分離ノズル、及び他の上流の場所。該冷分離液の再循環流は、入口ガスの熱交換器のうちの１つ以上で再加熱されうる。これら熱交換器は通常、高効率の多重流式アルミろう付け熱交換器または他の高性能デザイン及び構造である。
【００６６】
該精留部から再循環される流れは、Ｃ３／Ｃ４混合物に限定されず；Ｃ２〜Ｃ４のいずれかまたはすべての成分を含む流れを利用してもよく、また、Ｃ５の一部も、使用される濃度が凝固につながらない限り利用してもよい。
【００６７】
第一の実施形態の具体的な実施形態が図３に示される。供給ガス３０２、通常はパイプライングレードの天然ガスが入口弁３８０を通して送られ、流れ３０４として出る。この流れは、温交換器３８２を通り、該供給ガスの少なくとも一部を冷却及び液化し、冷却供給ガス流３０６を形成する。冷却供給ガス流３０６は、温分離器３８４に送られ、ここでより重質の炭化水素液（すなわち、Ｃ２＋炭化水素）が、より軽いガス成分、主にメタン及び該供給ガスに存在しうる窒素等の非凝縮性ガスから分離される。温分離器３８４からもたらされるメタンリッチな軽質炭化水素に加えてすべての残余の非凝縮重質炭化水素からなる温分離器の頂流３０８は、続いて冷交換器３８８を通され、さらに冷却されて冷分離器の供給流３１０を生成し、冷分離器３９０に入る。凝縮した重質炭化水素液を含む温分離器の底流３３５は、温分離器３８４の底部から引き出され、温分離器の底流弁３８６を通され、流れ３３６として出る。
【００６８】
冷分離器３９０に戻ると、冷分離器の供給流３１０の凝縮性炭化水素は、冷分離器３９０でメタンリッチの気相から分離される。該メタンリッチの気相は、冷分離器３９０から冷分離器の頂流３１２として回収される。該凝縮性炭化水素は、冷分離器３９０から除去され、冷分離器の底流３２６を生成し、その一部は冷分離器の底流の調節弁３９２を通される。冷分離器の底流の調節弁３９２の通過後、減圧された冷分離器の底流の調節弁の出口流３２８は、膨張器出口の分離液流３１８の一部と、流れ３１８が膨張器出口の温度調節弁４００を通った後に混合される。混合流３３０は、冷交換器３８８で冷媒として利用され、温分離器の頂流３０８に含まれる熱を吸収する。これは、メタンリーンの炭化水素流を生成し、温分離器の底流弁流出３３６と混合され、温交換器液体流入３３７を生成する。流れ３３７は、温交換器３８２で加熱され、温交換器液体の出口流３３８として出発し、精留域４０８に送られる。
【００６９】
冷分離器の底流３２６の残余の部分は、冷分離器の再循環ポンプ４０２に入り、加圧され、冷分離器の再循環ポンプの出口流４０３として出る。流れ４０３は、その後冷分離器の再循環流量調節弁４０４を通って流れ、冷交換器３８８で再加熱され、上流の点であって、温分離器への冷分離器の再循環流４０６を含みうる点に送られるか、または、該温交換器を通され、供給ガスへの冷分離器の再循環流４０８として、該供給ガスに送られる。冷分離器の供給（ガス）流３１０は、冷分離器の入口の減圧弁４１２を通って流れ、始動時の再循環用に、自己冷却及び液状の追加液体の生成を該冷分離器内でもたらしてもよい。
【００７０】
冷分離器の頂流３１２は、膨張器３９４に送られ、同時に膨張及び冷却され、膨張器の出口流３１４を生成する。この流れは、膨張器の出口の分離器３９６に入り、ここですべての非凝固メタンリッチガスがすべての残余の凝縮性炭化水素から分離され、膨張分離器の頂流３１６及び膨張分離器の底流３１８を生成する。底流３１８の一部は、膨張器の出口の分離器の液位調節弁３９８を通され、冷却流４２０として抜け、精留部４０８に送られる。
【００７１】
流れ３２０及び流れ３３８は精留部４０８に入る。最低２つの蒸留塔が通常該精留領域に設置される。この領域では、標準的な装置を使用して該供給ガス流を該設備に要求される任意の留分に分離する。最低限、重質凝固成分のＣ５＋及びベンゼンは、該工程に再循環されないように分離され、これらの成分は、ベンゼン及びＣ５＋として、精留部４０８を精留流３６４から出る。本実施例で利用されるように通常はプロパン、ブタン、またはプロパン／ブタン混合物からなる、凝固を阻害するための工程ヘの再循環に適した流れもまた生成される必要がある。本実施形態で再循環されたＣ３及びＣ４混合物は、Ｃ３及びＣ４流３６２として出る。流れ３６２の一部は売却されても、該設備のどこかでの使用のために転送されてもよいし、または、流れ３６６として、保管しているＣ３及びＣ４を満たすために用いてもよく、これは始動に利用されうる。貯蔵からのＣ３及びＣ４の補給は、流れ３６８でもたらすことができる。Ｃ３及びＣ４の供給ガス流３７２は、流れ３６２（または３６８）からの液体であり、これは該プラントの入口に再循環される。該Ｃ３及びＣ４の一部は、温分離器の頂流へのＣ３及びＣ４の３７４並びに冷分離器の頂流へのＣ３及びＣ４の３７６として示されるように、他の装置にもまた送られうる。
【００７２】
膨張分離器の頂流３１６は、冷媒として冷交換器３８８及び温交換器３８２を通され、再加熱された膨張分離器の頂流３４３となる。精留流３６０からのＣ１及びＣ２もまた、冷交換器３８８及び温交換器３８２で再加熱され、流れ３４３と合流し、流れ３４４となる。流れ３６１は、再加熱された後、圧縮機を用いて加圧されてもよい。流れ３４４は、膨張圧縮機４０２に入り、高圧の再圧縮機の入口流３４８として離れ、再圧縮機４０４に送られ、流れ４０５として高圧で出る。その後空気冷却器４０６で冷却され、冷却された再圧縮機出口流３５２として出る。支流のメタン再循環ループ３５６は、冷却された再圧縮機出口流３５２の一部の再循環を、ガスの供給率が低い時に該プラントを負荷するため、または該プラントの初期の冷却を助けるため、該供給ガスに再循環させるために含まれてもよい。
【００７３】
図３の実施形態は、図１〜２の実施形態と併せて用いてもよい。プラント内での再循環及び蓄積に利用可能なＣ３及びＣ４の量には強い制限がある。１つ目は、該供給ガスにおけるＣ３及びＣ４の量である。２つ目は、精製蒸気が、高凝固点の成分の除去に対する規格に達した点での平衡状態におけるこれら成分の損失である。この第二の制限の点は、該膨張器の出口の分離器の蒸気であって、該頂部の蒸気産物がＬＮＧの供給ガス規格を満たす。これはまた、該凝固成分の除去工程で最低温、最低圧の場所でもある。流れ３１６のＣ３及びＣ４成分は、ＬＮＧ工程に送られ、再循環にはもはや利用できない。精留からのＣ１及びＣ２流３６０のＣ３及びＣ４成分の比較的小さい損失並びに精留部４０８からのＣ５＋流でもさらにより少ない損失がありうる。
【００７４】
表６及び８に示されるように、実質的にすべての利用可能なＣ３及びＣ４が精留部４０８から再循環された場合でも、該工程ではいまだ凝固が起こるであろう。Ｃ３及びＣ４の再循環は、それらが該膨張器の出口の分離器から逃げ、平衡点に達するまでの供給におけるこれら成分の量を増大させた。少量のＣ３及びＣ４を含む精留からの流れ３６０の再循環は、これらの結果に実質的に影響しないことを留意されたい。
【００７５】
冷分離器の底流３２６の一部の温分離器３８４の上流への再循環は、ある程度効果がありうることが分かった。冷分離器の底流３２６の一部の再循環の結果は、驚くべきことであった。大量のベンゼンを含むこの低品質の液体の一部の温分離器３８４の上流への再循環は、内部の再循環ループを創出し、これは、（１）高い再循環率を可能にして温分離器の底部液体３３５で回収されたベンゼン量を増やし、（２）同時に温分離器の底部液体３３５のベンゼン濃度を低下させ、（３）温分離器の頂流３０８のベンゼン量及び濃度を低下させ、（４）冷分離器の底流３２６のベンゼン量及び濃度を低下させ、（５）冷分離器の頂流３１２のベンゼン量及び濃度を低下させ、（６）冷分離器の頂流３１２に続くすべての点でベンゼンを減少させ、（７）該温分離器の入口流及び該冷分離器の入口流の液体割合を増加させて良好な分離を可能にし、そして最も重要なことに、（８）第一の実施形態を用いて凝固点だった該工程のすべての場所を、もはや凝固点ではないように変えた。冷分離器の底流３２６の再循環への利用は、さらに、冷分離器３９０の上流の新たな弁の使用が圧力降下をさせるように、下流の膨張器を使用することなく液体の自己冷却と生成の開始を助けうる。これら分離器でのより高い液体濃度は、これら分離器に供給される蒸気／液体混合物の臨界点に接近することなく高圧での運転を可能にもするであろう。すべてのＣ５＋成分が、ベンゼンと同じ方法でのこの新たな再循環に影響を受け；ほぼすべてのこれらの潜在的凝固成分が温分離器の底部液体流３３５で除去され、該工程の下流のすべての点でその濃度が低下される。
【００７６】
要約すれば、低品質で、ベンゼンを含む、冷分離器の底流３２６の一部の再循環としての利用は、上流のベンゼンの除去を増加させ、これは次にすべてのＣ５＋成分の濃度を減少させることによって該冷分離器の底流の品質を向上させる。
【００７７】
表７は、冷分離器の底部液体流３２６の流量と組成を第一及び第二の実施形態について盛り込む。第二の実施形態は、この流れの大部分を再循環するが、精留への純流量は不変である。これは、この流れの再循環としての利用は、第一の実施形態の該Ｃ３及びＣ４の再循環方式における最大可能速度に影響されないことを実証する。第二の実施形態の再循環はまた、精留部４０８の装置のサイジングにも、第一の実施形態の再循環が与えたようには、影響を与えない。第二の実施形態の利用によって、精留への軽量成分の量が減少される。
【００７８】
表８はまた、第二の実施形態の再循環が、示された３つの分離器、とりわけ冷分離器に入る流れにおける液体割合を増加させることを示す。これら分離器の各々で各液滴のＣ５＋の凝固成分含量もまた少ないように、液体割合及び液体体積の増加は、分離器の蒸気流における液体のあらゆる持ち越しのリスクを最小限にする。
【００７９】
表６は、第二の実施形態の再循環をするものとしないものとで、凝固温度への接近の変化を示す。第二の実施形態の利用が、第一の実施形態を単独で利用する場合に存在するすべての凝固点を取り除くことは明らかである。
【００８０】
表８はまた、温分離器、冷分離器、及び膨張分離器の運転温度並びに圧力が、第一の実施形態から第二の実施形態までほぼ変わらないことも示す。
【００８１】
第二の実施形態の実際の実現には多くの変形があり、これらのうちの非限定的な数例を以下に記載する。
【００８２】
温分離器３８４は、多段式の塔で置き換え、冷分離器の液体再循環流４０８をこの塔の頂部供給とし、温分離器の供給流４０６をこの塔の底部供給として送ってもよい。冷分離器の液体再循環流４０８は、多段式の塔として運転するため、連結及び重ねられた２つ以上の温分離器のうちの最高圧の分離器に送られ、該温分離器の供給流が最低圧の分離器に送られうる。
【００８３】
運転条件が、気相でのＣ３及びＣ４溶剤の許容される損失をもたらす限り、膨張器の出口の分離器３９６の運転圧力を増加させ、ガスの再圧縮の要求を低減してもよい。温交換器３８２及び温分離器３８４の圧力は、該流体の物性が、該温分離器での蒸気と液体の適切な分離を可能にする限り、有利な高さでよい。運転圧力の増加は、再圧縮の要求を低減しうる。
【００８４】
冷分離器の液体再循環流４０８は、温分離器３８４での蒸気／液体分離をさせるのに適切な該混合流の物性を与えるため、高圧供給ガスに送られてもよい。時には、冷分離器の液体再循環流４０８の利用は、すべての分離器の運転を該再循環なしで可能であるより高い圧力での運転を可能にし、圧力降下を低減することにより、該設備全体の所要運転動力を低減しうる。
【００８５】
冷分離器の入口の減圧弁４１２は、とりわけ始動時に、凝固の可能性を低減し、運転の柔軟性を増加させるために利用されうる。この弁は、ジュール・トムソン（ＪＴ）弁単独として、または、膨張器３９４もしくは膨張器バイパスＪＴ弁と併せて利用されうる。このように、初始動の冷却は、冷却時の最初の液体生成点としての冷分離器３２２の利用を含み、冷分離器の液体再循環流４０８は、冷却を促進するために利用されうる。
【００８６】
分離液の再循環は、交換器での入口ガスの流れで、または離れた流れとして、及び交換器の経路で冷却されうる。分離器の再循環液体は、交換器の中間点で導入されうる。
【００８７】
供給ガスの冷却時の交換器において達成される最低温度の上昇は、分離液の再循環が、該交換器の通過を必要としないということになりうる。これにより、再循環が他の場所に利用可能であるようにできる。
【００８８】
第二の実施形態は、該設備の温部分の成分であるベンゼンを含めたＣ５＋及びＢＥＴＸの除去を増加させ、冷分離器３９０及び膨張分離器３９６におけるＣ５＋及びベンゼンの濃度を最小限にできる。再循環は、複数の場所で適用されうる。
【００８９】
第二の実施形態の２つ以上の適用は逐次的でよい。この方式では、膨張分離器３９６からの液体の一部は、加圧され、冷分離器３９０または上流の冷交換器３８８に再循環されうるとともに、冷分離器３９０からの液体の一部は、加圧され、温分離器３８４または上流の温交換器３８２に再循環されうる。
【００９０】
これら実施形態の２つ以上の適用は入れ子にされてもよい。この方式では、膨張分離器３９６からの液体の一部は、加圧され、温分離器３８４または温交換器３８２に再循環されうるとともに、冷分離器３９０からの液体の一部もまた加圧され、温分離器３８４または温交換器３８２に再循環されうる。
【００９１】
より軽質の成分の流れ、例えば流れＣ１及びＣ２の精留流３６０は、膨張器の出口の分離器３９６の上流の工程の任意の点に再循環されうる。
【００９２】
上述したすべての適用において、加圧されて再循環される液体は、温交換器３８２、冷交換器３８８、または、効率的な熱回収をもたらすために該システムに追加されるその他の交換器で加熱されうる。
【００９３】
第三の実施形態
既存の高凝固点の成分の除去設備への供給ガス組成が、より多くのベンゼンを含むように変わるときのための新規な改良が開発された。意外にも、ポンプの追加、または流れの経路の変更が、当初の設計におけるよりも有意に高い入口ベンゼン含量が持続する運転を、最小限の処理能力の低下で可能にする。
【００９４】
この実施形態では、実施例Ａは対照であって、供給流のベンゼン濃度が比較的低い場合に稼働する工程を示す。実施例Ａでは、該供給流のベンゼン濃度は６０ｐｐｍｖである。実施例Ｂは対照であって、該工程での問題を示し、供給がより高いベンゼン濃度を有する場合の実施例Ａのシステムである。実施例Ｂでは、該供給流のベンゼン濃度は９１ｐｐｍｖであり、該工程は、該システムでの高凝固点の炭化水素の凝固のため、操作不可能である。実施例Ｃは、既存のシステムに組み込むことが可能で、該供給流のベンゼンが高濃度で使用できる新たな実施形態を示す。実施例Ｃの実施形態は、これが、供給流のベンゼンが中または低濃度でも利用可能であるということから、汎用的である。ここに記載の実施例Ｃのバージョンでは、該供給流のベンゼン濃度は９１ｐｐｍｖであり、このシステムでは凝固は生じない。
【００９５】
本実施形態は実施例Ｃで図４に示される。対照実施例Ａ及び対照実施例Ｂの理解を促すため、図４の特定の部分は、対照実施例Ａ及びＢの説明で言及する。
【００９６】
実施例Ａ−対照
限定された材料流を表９に示す。限定された流れについて、ベンゼンの凝固への接近もまた表９に示す。実施例Ａでは、供給ガスのベンゼンの配合は６０ｐｐｍｖである。
【００９７】
図４を参照すると、６０ｐｐｍｖのベンゼンを含む供給ガス流５０１が交換器５５０に入って冷却され、部分的に凝縮された流れ５０２を生成し、これは第一の分離器５５１に入る（実施例Ａには流れ５１２はない）。第一の分離器５５１からの蒸気である流れ５０３は、減圧装置５５２（膨張器またはＪＴ弁）に入り、これが該供給ガスを減圧し、この流れからエネルギーを取り出す。減圧装置５５２を出る低温流５１４は、部分的に凝縮されており、第二の分離器５５３に送られる。第二の分離器５５３からの蒸気流５１５は、交換器５５０で再加熱され供給ガス流５０１を冷却し、流れ５１６として出る。実施形態では、流れ５１６はＬＮＧ液化設備に供給される。
【００９８】
流れ５１６は、液化プラントに入るベンゼン及びＣ５＋炭化水素についての規格を満たす。一般的な規格は、ベンゼンが１ｐｐｍｖ以下、及びＣ５＋が０．０５％モル濃度以下である。
【００９９】
第一の分離器５５１からの液体流５１７は、液位調節弁５５５を通って減圧され、流れ５１８として出る。この部分気化自己冷却流は、交換器５５０で供給ガス流５１０に対する交換によって再加熱され、流れ５１３として出る。
【０１００】
第二の分離器５５３からの液体流５５９は、液位調節弁５５４を通って減圧され、流れ５０４として出る。対照実施例Ａでは、ポンプ５５６はない。この部分気化自己冷却流は、交換器５５０で供給ガス流５１０に対する交換によって再加熱され、その後流れ５１８と混合され、流れ５１３の一部として該工程を出る。流れ５１３は、除去された高凝固点の炭化水素を含む。表９は、対照実施例Ａについての工程条件及びベンゼン濃度を示す。実施例Ａでの凝固への最接近は流れ５１８での華氏７度である。表１０は、対照実施例Ａについて、全体の物質収支と、供給及び出口流の組成を示す。該分離器の底流の組成及び工程条件も示されている。精製されたガス流５１６は、＜１ｐｐｍのベンゼン及び＜０．０５％のＣ５＋を含み、ＬＮＧ設備への供給用の一般的な純度規格を満たす。
【表９】
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【表１０】
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【０１０１】
実施例Ｂ
実施例Ｂについては、該供給ガスのベンゼン配合は９１ｐｐｍｖである。他の成分はこのベンゼンの変化に合わせて正規化される。条件を表１１に提供し、全体の物質収支を表１２に示す。運転圧力は実施例Ａと同じである。結果は、凝固への接近が、今度はいくつかの流れについてはマイナスであり、流れ５１４及び５１８では、液体でベンゼンの凝固点より低い。流れ５１８の凝固点は、第一の液体が生成される入口ノズルに近い該膨張器の内側である。実施例Ａ用に設計されたプラントは、より高い実施例Ｂのベンゼン含量では凝固するであろう。精製されたガスである流れ５１６のベンゼン濃度は、実施例Ａにおけるよりも高く、ここでは０．７ｐｐｍである（全量で割った表１１のベンゼン量）ことにも留意されたい。
【表１１】
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【表１２】
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【０１０２】
実施例Ｃ
本実施例は、実施例Ｂで示された問題を解決する。図４を参照すると、この実施形態はポンプ５５６を第二の分離器５５３の液体出口に追加する。ポンプの出口流５２０は、図４に示された経路をたどり、弁５５４を通って流れ５０４となり、交換器５５０を通る。しかしながら、流れ５０４のすべてまたは一部は、流れ５１３になるために前の実施例のようには流れ５１８と合流しない。本実施例では、実施例Ｂの通りのモルのベンゼンを含む流れ５１２のすべてが、戻して再循環され、ベンゼンの除去が必要な入口ガスである入口流５１０と合流する。
【０１０３】
図４を参照すると、ベンゼンを９１ｐｐｍｖ含む供給ガス流５０１が交換器５５０に入って冷却され、部分的に凝縮された流れ５０２を生成し、これが第一の分離器５５１に入る。第一の分離器５５１からの蒸気である流れ５０３は、減圧装置５５２（膨張器またはＪＴ弁）に入り、これが該供給ガスを減圧し、この流れからエネルギーを取り出す。減圧装置５５２を出る低温流５１４は、部分的に凝縮されており、第二の分離器５５３に送られる。第二の分離器５５３からの蒸気流５１５は、交換器５５０で再加熱され供給ガス流５０１を冷却し、流れ５１６として出る。実施形態では、流れ５１６はＬＮＧ液化設備に供給される。流れ５１６は、液化プラントに入るベンゼン及びＣ５＋炭化水素の規格を満たす。
【０１０４】
第一の分離器５５１からの液体流５１７は、液位調節弁５５５を通って減圧され、流れ５１８として出る。この部分気化自己冷却流は、交換器５５０で供給ガス流５１０に対する交換によって再加熱され、流れ５１３として出る。
【０１０５】
第二の分離器５５３からの液体流５５９は、ポンプ５５６で加圧され、流れ５２０としてこのポンプを出る。この流れは、液位調節弁５５４を通り、流れ５０４として出る。この部分気化自己冷却流は、交換器５５０で供給ガス流５１０に対する交換によって再加熱され、その後再循環され、供給ガス流５０１と混合されてガス流５１０を生成する。
【０１０６】
流れ５１３は、除去された高凝固点の炭化水素を含む。特定の実施形態では、流れ５０４を分割することができ、流れ５０４の第一の部分は流れ５１２に再循環され、一方、第二の部分は流れ５１８と混合されて流れ５１３を生成する。
【０１０７】
表１３は、実施例Ｃについて限定された流れ、及びこの新たな流れの経路の意外な結果を示す。該第二の分離液を再循環することで、実施例Ｂでは入口に戻る入口ガスベンゼンの１３％及び入口Ｃ５＋の２４％だったもの、すなわち凝固が回避される。再循環流５１２はかなりの凝固成分を含むものの、中間揮発性成分のエタン、プロパン、及びブタンの該入口への再循環は、再循環された凝固成分よりも大きな影響をこの工程に与える。これらの追加の中間成分は、流れ５１０の供給ガスの凝縮割合をより高くし、ベンゼン及びＣ５＋の除去に必要なすべてが、第一の分離器５５１の液体出口で行われるようにする。これらの追加の中間成分はまた、該凝固成分の除去が、冷却時に該交換器で凝固したり、液位調節弁５５５を通る減圧で凝固したりすることなく起こるようにする。これは、中間成分対凝固成分の比が第二の分離液で第一の分離液より高いために生じる。これら中間成分の再循環は該入口の交換器及び第一の分離器での凝固の可能性に、凝固成分の再循環よりも大きな影響を及ぼす。ここでは、より高いベンゼン含量の供給ガスの実施例Ｃであっても、凝固への接近は対照実施例Ａにおけるよりも低いということに気付く。
【０１０８】
実施例Ｃについては、元の工程になされた追加は該ポンプの追加と、再循環流５１２用の再循環ラインの包含だけであった。これは、他の形では運転できないプラントへの極めて経済的な調整である。表１３を見るとわかるように、凝固への最接近はここでは流れ１８の華氏１０度である。流れ５１８は、実施例Ｂでは５．６８ｌｂ‐モル／時間のベンゼンを含んでいたことに留意されたい。実施例Ｃでは、ベンゼンのｌｂ‐モルは、流れ５１８で６．５５に増加しているが、その濃度は実施例Ｂにおける４．４５％から、３．１７％の流れまで減少している。凝固点の−２°Ｆだったものが、ここでは凝固よりも上１０°Ｆである。必要なすべてのベンゼン除去がこの点で起こる。流れ５１８のベンゼン濃度は、実施例Ｃにおいては、供給のベンゼン濃度が実施例Ｃにおけるベンゼンの２／３であった実施例Ａにおけるそれよりも低い。
【表１３】
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【表１４】
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【０１０９】
実施例Ｃは、液化プラントへの供給ガスから、ベンゼン等の高凝固点の成分を回収する工程の実現可能性及び新規性を裏付け、当該工程は１つ以上の交換器、少なくとも１つの減圧装置、及び２つ以上の分離器からなり、より低圧の分離器からの液体の一部がより高圧の分離器に再循環され、凝固を防ぐ。
【０１１０】
場合によっては、使用される熱交換器の経路は、ポンプで送られる液体に求められている圧力に対して、該入口ガスへの再循環が可能であると見なされないことがある。この場合には、該ポンプは設置されず、該再加熱され部分的に気化された流れは追加の容器に分離され、この容器からの液体が入口にポンプで送られる。この追加の分離蒸気は、最大限の可能な結果を実現するため、必要であれば入口へ向けて圧縮されうる。別の方法として、この経路のための新たな交換器を別の構成要素として加えてもよい。
【０１１１】
実施例Ｄ
別の実施形態において、該設備への入口ガスが、該凝固成分の除去設備の上流で圧縮される場合、ポンプは必要ではなく、再加熱された蒸気及び液体流５１２は、配管以外、実施に必要な追加の装置なしで、容易に再循環用の入口の圧縮機の圧力まで下げられうる。供給ガスへの気化を確保するために必要であれば外部熱を加えてもよい。
【０１１２】
実施例Ｅ
別の実施形態では、該工程の早期にさらなる高凝固成分の回収を引き起こすため、追加の液体炭化水素の存在下、任意の分離器からの液体が任意の上流の分離器に再循環され、このようにして、該工程の任意の点で凝固を回避する。
【０１１３】
実施例Ｆ
さらに別の実施形態では、図４の工程は変わらない。除去された高凝固点の成分及びともに回収されたより軽質の炭化水素を含む回収炭化水素流の流れ５１３は、Ｃ５＋とベンゼン成分の流れ、及び、ブタンとより軽質の成分の流れに分離されてもよい。これは、実施例Ｃに従って組み込まれた既存の設備の当初の設計ですでになされている場合がある。精留設備が新しくても既存でも、ブタンとより軽質の成分の流れを該プラントの入口に再循環することが、該回収プラントに追加の液体を生成させ、凝固の可能性を低減する。
【０１１４】
本明細書に開示のすべての方法及び装置は、本開示に照らして、必要以上の実験なしに作成され、実行されうる。本発明の方法は例示的な実施形態の観点から記載されているが、当業者には、本発明の概念と範囲から逸脱することなく、本明細書に記載の該方法及び装置、並びに該方法の段階または段階の順序に対して変動が適用されうることが明らかであろう。当業者に明らかなすべてのかかる同様の置換及び変更は、添付の特許請求の範囲によって定義される本発明の範囲並びに概念の範囲内であると見なされる。
本発明に関連して、以下の内容を更に開示する。
［１］
ベンゼン化合物を含めた高凝固点の炭化水素の、混合供給ガス流からの除去工程であって；
前記混合供給ガス流を第一の熱交換器で冷却してＣ３、Ｃ４、及びＣ５成分並びに高凝固点の炭化水素の少なくとも一部を凝縮させ、
第一の分離器において、前記凝縮されたＣ３、Ｃ４、Ｃ５成分及び高凝固点の炭化水素を分離して第一の液体流及び第一のガス流を形成し、
第二の熱交換器において、前記第一のガス流を冷却して前記第一のガス流の少なくとも一部を凝縮させ、
第二の分離器において、前記第一のガス流の前記凝縮された部分を分離して、頂流としてのメタンリッチな第二のガス流及び第二の液体流を形成し、
前記第一及び第二の液体流を第一の精留塔に供給し、頂流のメタンガス及び第三の液体流を底流として除去し、
メタンリッチな生成ガス流を前記第二の分離器の頂部から下流で除去し、
前記第三の液体流を精留列で精留してＣ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む再循環流並びに高凝固点の炭化水素流を得、
Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む前記再循環流を、前記第一の精留塔から上流の位置で前記工程に供給し、前記再循環流が導入される前記位置での前記流の凝固点を低下させることを含む前記工程。
［２］
前記再循環流が前記第一の分離器から上流で前記供給ガス流と混合される、［１］に記載の工程。
［３］
前記再循環流が前記第一の液体流と混合される、［１］に記載の工程。
［４］
前記再循環流が前記第二の液体流と混合される、［１］に記載の工程。
［５］
前記再循環流が前記第一のガス流と混合される、［１］に記載の工程。
［６］
前記第一の分離器が温分離器を含み、前記第一の分離器から得られる前記第一の液体流がＣ２成分を含む、［１］に記載の工程。
［７］
前記第二の分離器が冷分離器を含む、［１］に記載の工程。
［８］
さらに、前記第二の分離器から下流に第三の分離器を含み、前記第三の分離器からの底流が前記第一の精留塔に送られ、前記頂流が前記メタンリッチな生成ガス流の少なくとも一部を含む、［１］に記載の工程。
［９］
前記再循環流が前記第三の分離器からの底流と混合される、［７］に記載の工程。
［１０］
前記第二の分離器からの前記頂流が前記第三の分離器に送られる前に膨張される、［８］に記載の工程。
［１１］
前記メタンリッチな生成ガス流は、メタン含量が少なくとも８０％モル濃度メタンである、［１０］に記載の工程。
［１２］
さらに、プラントの始動時、前記メタンリッチな生成ガス流の一部を前記混合供給ガス流と混合することを含む、［１］に記載の工程。
［１３］
前記供給ガスからの非凝固性成分の十分な凝縮を再循環に利用されるようにする温度に到達するまで、前記システムの初始動及び冷却を凝固することなく可能にするために、外部源からの非凝固性成分の流れが前記混合供給ガス流へ添加される、［１］に記載の工程。
［１４］
さらに、前記メタンリッチな第二のガス流を、最も凝固点の高い成分の大部分を分離した後自己冷却させるために膨張器を用いることを含み、前記自己冷却したメタンリッチな第二のガス流が、前記供給ガスの冷却に利用される、［１］に記載の工程。
［１５］
回収された非凝固性成分の一部の前記供給ガスへの前記再循環が、前記供給ガスの組成が、凝固を避けるために再循環の必要が少ないか、または再循環の必要がない、よりリッチな供給ガスと類似するように前記組成を変える、［１］に記載の工程。
［１６］
回収された非凝固性成分の一部の前記再循環が、供給ガス成分の総濃度を増加させて前記供給ガスのメタン含量がより高い時のプラントにおける条件に近づけ、その結果、前記供給ガスがメタンリッチであってもなくても、プラントの装置のすべてが同様の条件で運転される、［１５］に記載の工程。
［１７］
Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む流れの前記再循環が、前記第一及び第二の分離器に入る前記流れの液体の体積割合を増加させ、前記液体の高凝固点の炭化水素濃度を希釈し、そのため、不完全な液体の回収によって前記蒸気流とともに前記分離器を出る高凝固点の炭化水素の量を低減する、［１］に記載の工程。
［１８］
前記再循環流がさらにＣ２成分及びＣ５成分のうちの少なくとも１つを含む、［１］に記載の工程。
［１９］
ベンゼン化合物を含めた高凝固点の炭化水素の、混合供給ガス流からの除去工程であって；
前記混合供給ガス流を第一の熱交換器で冷却してＣ３、Ｃ４、及びＣ５成分並びに高凝固点の炭化水素の少なくとも一部を凝縮させ、
第一の分離器において、前記凝縮されたＣ３、Ｃ４、Ｃ５成分及び高凝固点の炭化水素を分離して第一の液体流及び第一のガス流を形成し、
第二の熱交換器において、前記第一のガス流を冷却して前記第一のガス流の少なくとも一部を凝縮させ、
第二の分離器において、前記第一のガス流の前記凝縮された部分を分離して、頂流としてのメタンリッチな第二のガス流及び第二の液体流を形成し、
前記第一及び第二の液体流を第一の精留塔に供給し、頂流のメタンガス及び第三の液体流を底流として除去し、
メタンリッチな生成ガス流を前記第二の分離器の頂部から下流で除去し、
前記第三の液体流を精留列で精留して炭化水素生成物流を得、
Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む溶剤流を、前記第一の精留塔から上流の位置で前記工程に供給し、前記溶剤流が導入される前記位置での前記流の凝固点を低下させ、それにより、より低い工程温度が利用できるようにすることを含む前記工程。
［２０］
メタン及びベンゼン成分を含む混合供給ガス流の前記ベンゼン成分を除去するための前処理システムであって；
前記混合供給ガスを部分的に凝縮させるための第一の熱交換器、
第一のメタン含有ガス流からＣ３＋成分を含む第一の液体炭化水素流を形成するため、前記混合供給ガスを分離するように構成された第一の分離器、
前記第一のメタンリッチなガス流を少なくとも部分的に凝縮させるように構成された第二の熱交換器、
第二の液体炭化水素流から第二のメタン含有ガス流を分離するように構成された第二の分離器、
前記第一の液体炭化水素流及び前記第二の液体炭化水素流からメタンを除去するように構成された精留塔、並びに
Ｃ３成分及びＣ４成分のうちの少なくとも１つを含む溶剤流を前記システムに供給するように構成された溶剤注入口であって、前記第一もしくは第二の分離器の上流、または前記第二の分離器の下流かつ前記精留塔の上流に配置される前記溶剤注入口を含む、前記システム。
［２１］
さらに、前記第二の分離器の下流に配置される膨張器、前記膨張器の下流かつ脱メタン塔の上流に配置される第三の分離器、及び前記第三の分離器からの底流を前記精留塔に供給するように構成されたラインを含む、［２０］に記載のシステム。
［２２］
ベンゼン化合物を含めた高凝固点の炭化水素の、混合炭化水素供給ガス流からの除去工程であって；
前記混合供給ガス流を第一の熱交換器で冷却してＣ３、Ｃ４、及びＣ５成分並びに高凝固点の炭化水素の少なくとも一部を凝縮させ、
第一の分離器において、前記凝縮されたＣ３、Ｃ４、Ｃ５成分及び高凝固点の炭化水素を分離して第一の液体流及び第一のガス流を形成し、
第二の熱交換器で前記第一のガス流を冷却することにより、または前記第一のガス流を減圧することにより前記第一のガス流を部分的に凝縮させ、
第二の分離器において、前記凝縮された第一のガス流の部分を分離して、メタンリッチな第二のガス流及び第二の液体流を形成し、
メタンリッチな生成ガス流を前記第二の分離器の頂部から下流で除去し、前記第一の液体流を精留列に供給し、前記第一の液体流を精留して炭化水素生成物流及び、ベンゼン成分を含む高凝固点の炭化水素流を得、
前記第二の液体流の少なくとも一部を回収し、前記回収された部分の圧力を上げ、前記回収され圧縮された部分の少なくとも一部を、前記第一の分離器から上流の位置へ、または前記第一の分離器で、前記工程に再循環させ、工程流並びに工程要素の凝固を防止することを含む前記工程。
［２３］
前記第二の液体流の前記回収され圧縮された部分の少なくとも一部が、前記第一の熱交換器の上流で前記混合供給ガス流と混合される、［２２］に記載の工程。
［２４］
前記第二の液体流の前記回収され圧縮された部分の少なくとも一部が、前記第一の分離器の上流、または前記第一の分離器で、前記冷却された混合供給ガス流と混合される、［２２］に記載の工程。
［２５］
前記第二の液体流の前記回収され圧縮された部分の少なくとも一部が、前記第一の分離器の下流かつ前記第二の熱交換器の上流で、前記冷却された混合供給ガス流と混合される、［２２］に記載の工程。
［２６］
前記第二の液体流の前記回収され圧縮された部分の一部が、前記第一の分離器の下流かつ前記第二の熱交換器の上流で、前記冷却された混合供給ガス流と混合される、［２４］に記載の工程。
［２７］
前記第一のガス流の圧力が膨張器で低下される、［２４］に記載の工程。
［２８］
前記第一のガス流が熱交換器で部分的に凝縮される［２２］に記載の工程であって、さらに、前記第二の分離器の下流に配置される第三の分離器の頂部から、メタンリッチな生成ガス流を除去することを含む前記工程。
［２９］
さらに、前記第三の分離器からの底流を前記精留列に送ることを含む、［２８］に記載の工程。
［３０］
前記第一のガス流が、前記第一のガス流をジュール・トムソン弁または膨張器のうちの少なくとも１つで減圧することで部分的に凝縮される、［２２］に記載の工程。
［３１］
さらに、前記第二の分離器の頂部からメタンリッチな生成ガス流を除去することを含む、［３０］に記載の工程。
［３２］
前記第一の分離器が多段式の精留塔を含み、前記再循環流が、前記冷却された供給ガス流の供給点の上で前記塔に送られる、［２２］に記載の工程。
［３３］
前記第二の分離器が多段式の精留塔を含み、前記再循環流が、前記冷却された第一のガス流１０の供給点の上で前記塔に送られる、［２２］に記載の工程。
［３４］
凝固の可能性を低減するため、さらに、第二の分離器入口の減圧弁を用いて、前記第一の分離器への前記入口を減圧することを含む、［２２］に記載の工程。
［３５］
前記弁がジュール・トムソン弁である、［３２］に記載の工程。
［３６］
前記第二の液体流の前記回収され圧縮された部分が、分離器に入る前に、前記熱交換器のうちの１つで加熱される、［２２］に記載の工程。
［３７］
前記第一、第二、及び第三の分離器が、単一の垂直外郭構造内に配置される、［２８］に記載の工程。
［３８］
さらに、前記第三の分離器からの底流の少なくとも一部を回収し、前記回収された流れを圧縮し、前記回収され圧縮された流れの少なくとも一部を、前記第二の熱交換器の上流の位置に再循環することを含む、［２８］に記載の工程。
［３９］
前記回収され圧縮された流れが、低凝固点の炭化水素を含む、［３８］に記載の工程。
［４０］
メタン及びベンゼン成分を含む混合供給ガス流の、前記ベンゼン成分を除去するための前処理システムであって；
前記混合供給ガスを冷却及び部分的に凝縮させるための第一の熱交換器、
前記冷却及び部分的に凝縮された混合供給ガス流を分離してＣ３＋成分を含む第一の液体炭化水素流及び第一のメタン含有ガス流を形成するように構成された第一の分離器、
前記第一のメタン含有ガス流を膨張及び部分的に凝縮させるように構成された膨張器、
前記第一のメタン含有ガス流を分離して第二のメタン含有ガス流及び第二の液体炭化水素流を形成するように構成された第二の分離器、
前記第一の液体炭化水素流及び前記第二の液体炭化水素流のうちの少なくとも１つの圧力を高めるように構成された加圧装置、並びに、
前記第一の液体炭化水素流及び前記第二の液体炭化水素流の少なくとも１つの再循環部分を、前記第一の分離器の上流の位置、または前記第一の分離器で前記システムに送り戻すように構成された再循環の入口を含む前記システム。
［４１］
前記加圧装置がポンプを含む、［４０］に記載のシステム。
［４２］
前記再循環の入口が、前記第二の液体炭化水素流の前記再循環部分を、前記混合供給ガス流と混合するように構成される、［４０］に記載のシステム。
［４３］
前記再循環の入口が、前記第二の液体炭化水素流の前記再循環部分を、前記冷却及び部分的に凝縮された混合供給ガスと混合するように構成される、［４０］に記載のシステム。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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