(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
次の各工程：
（a）メタンリッチのガス流を3103kPa（450psia）より高く、10343kPa（1500psia）以下の圧力で供給すること；
（b）このガス流を低圧に膨張させてガス相と液体生成物を生成させること、この液体生成物が-112℃（-170°F）より高い温度と、液体生成物がその泡立ち点以下で存在するに十分な圧力とを有すること；
（c）ガス相と液相を相分離させること；および
（d）得られた液体生成物を貯蔵用の貯蔵手段に-112℃（-170°F）より高い温度で導入すること；
を含むことを特徴とするメタンリッチガス流の液化方法。
【請求項２】
ガス流を工程（b）の前に冷却することをさらに含む請求項1記載の方法。
【請求項３】
ガス流を、クローズドループ冷凍システムにより冷却した熱交換器内で冷却することをさらに含む請求項2記載の方法。
【請求項４】
クローズドループ冷凍システムが主要冷凍剤としてプロパンを含む請求項3記載の方法。
【請求項５】
クローズドループ冷凍システムが主要冷凍剤として二酸化炭素を含む請求項3記載の方法。
【請求項６】
ガス流を、工程（c）で相分離したガス相との熱交換関係によって冷却し、それによってガス相を温める工程をさらに含む請求項2記載の方法。
【請求項７】
温めたガス相を圧縮し、圧縮ガス相を冷却し、冷却圧縮ガス相を工程（a）のガス流に戻すことをさらに含む請求項6記載の方法。
【請求項８】
冷却工程前に、ガス流を、クローズドループ冷凍システムにより冷却した熱交換器内で冷却することをさらに含む請求項6記載の方法。
【請求項９】
ガス流の液化前に、液化天然ガスの蒸発からのボイルオフガスをガス流と混合させることをさらに含む請求項1記載の方法。
【請求項１０】
ガス流がメタンとメタンより重質の炭化水素成分とを含み、この重質炭化水素の主要部分を分留により除去してメタンリッチの蒸気流と重質炭化水素リッチの液体流とを生成させ、次いで、蒸気流を工程（b）による膨張によって液化させることをさらに含む請求項1記載の方法。
【請求項１１】
ガス流の分留前に、ガス流を冷却することをさらに含む請求項10記載の方法。
【請求項１２】
ガス流の液化をクローズドループ冷凍システムなしで行う請求項1記載の方法。
【請求項１３】
メタンリッチで且つ3103kpa（450psia）より高く、10343kPa（1500psia）以下の圧力を有するガス流の液化方法において、下記の各工程：
（a）上記ガス流を第1のガス流と第1の液体流に相分離させること；
（b）第1液体流を脱メタン器カラムに通すこと；
（c）第1ガス流を圧縮し冷却し、それによってガス相と液体相を生成させること；
（d）工程（c）のガス相と液体相を相分離させて、第2のガス流と第2の液体流を生成させること；
（e）第2ガス流の少なくとも1部をより低圧に膨張させ、それによって第2ガス流をさらに冷却すること；
（f）第2液体流と膨張させた第2ガス流を脱メタン器カラムに供給すること；
（g）脱メタン器カラムの上部部分から第3ガス流を取出すこと、第3ガス流は主としてメタンを含むこと、第3ガス流を熱交換器に通して第3ガス流を温めること；
（h）脱メタン器から第3液体流を取出し、第3液体流を、少なくとも１つの分留カラムを有しさらに少なくとも１つのオーバーヘッド蒸気流を有する分留システムに通すこと；
（i）工程（g）の温めた第3ガス流と工程（h）のオーバーヘッド蒸気流を混合し、得られた混合流を圧縮すること；
（j）圧縮混合流を冷却すること；
（k）工程（j）の冷却圧縮流を第1冷却流と第2冷却流に分割し、第1冷却流を工程（g）の熱交換器に通して第1冷却流をさらに冷却すること；
（l）第1冷却流を膨張させてガス相と液体層を生成させること；
（m）工程（l）のガス相と液体相を相分離器内で相分離させ、それによってメタンリッチ液化天然ガスを、-112℃（-170°F）より高い温度およびこのメタンリッチ液化天然ガスが泡立ち点以下で存在するに十分な圧力で生成させること；
（n）工程（k）の第2冷却流をより低圧に膨張させ、それによって第2冷却流をさらに冷却し、ガス相と液体相を生成させること；
（o）工程（n）で生成させたガス相と液体相を相分離させること；および
（p）工程（o）の液体相を工程（m）の相分離器に通すこと；
を含むことを特徴とする上記液化方法。
【請求項１４】
工程（o）のガス相を工程（g）の第3ガス流と混合し、混合ガス流を工程（g）の熱交換器に通すことをさらに含む請求項13記載の方法。
【請求項１５】
工程（m）のガス相を工程（g）の第3ガス流と混合し、混合ガス流を工程（g）の熱交換器に通すことをさらに含む請求項13記載の方法。
【請求項１６】
工程（j）の冷却を、クローズドループ冷凍システムからの冷凍剤による間接熱交換によって行う請求項14記載の方法。
【請求項１７】
クローズドループ冷凍システムが主要冷凍剤としてプロパンを含み、工程（h）の分留システムがプロパンリッチのオーバーヘッド流ガスを生成する脱プロパン器を含み、さらに、上記分留システムからのプロパンリッチ流ガスをその場で作った冷凍剤として、上記クローズドループ冷凍システムに通すことを含む請求項16記載の方法。
【請求項１８】
工程（h）の第3ガス流に、液化天然ガスの蒸発からのボイルオフガスを導入し、混合させた第3ガス流とボイルオフガスを工程（g）の熱交換器に通すことをさらに含む請求項14記載の方法。
【請求項１９】
下記の各工程：
（a）メタンリッチのガス流を3103kPa（450psia）より高く、10343kPa（1500psia）以下の圧力に圧縮すること；
（b）上記ガス流を第1のガス流と第1の液体流に相分離させること；
（c）第1液体流を脱メタン器カラムに通すこと；
（d）第1ガス流を、クローズドループ冷凍システムを使用しないで圧縮し冷却し、それによってガス相と液体相を生成させること；
（e）工程（d）のガス相と液体相を相分離させて、第2のガス流と第2の液体流を生成させること；
（f）第2ガス流の少なくとも1部をより低圧に膨張させ、それによって第2ガス流をさらに冷却すること；
（g）第2液体流と膨張させた第2ガス流を脱メタン器カラムに供給すること；
（h）脱メタン器カラムの上部領域から蒸気流を取出すこと、この蒸気流は主としてメタンを含むこと、この蒸気流を熱交換器に通してこの蒸気流を温めること；
（i）脱メタン器から液体流を取出し、この液体流を、少なくとも１つの分留カラムを有しさらに少なくとも１つのオーバーヘッド蒸気流を有する分留システムに通すこと；
（j）工程（h）の温めた蒸気流と工程（i）のオーバーヘッド蒸気流を混合し、得られた混合流を圧縮すること；
（k）工程（j）の圧縮混合流を、クローズドループ冷凍システムを使用しないで冷却すること；
（l）工程（k）の冷却圧縮流を第1冷却流と第2冷却流に分割し、第1冷却流を工程（h）の熱交換器に通して第1冷却流をさらに冷却すること；
（m）第1冷却流を膨張させてガス相と液体相を生成させること；
（n）工程（m）のガス相と液体相を相分離器内で相分離させ、それによってメタンリッチ液化天然ガスを生成させること、このメタンリッチ液化天然ガスが-112℃（-170°F）より高い温度と、このメタンリッチ液化天然ガスが泡立ち点以下で存在するに十分な圧力とを有すること；
（o）工程（l）の第2冷却流をより低圧に膨張させ、それによって第2冷却流をさらに冷却し、ガス相と液体相生成させること；
（p）工程（o）のガス相と液体相を相分離させること；および
（q）工程（o）の液体相を工程（n）の相分離器に通すこと；
を含むことを特徴とするメタンリッチのガス流の液化方法。
【請求項２０】
工程（h）の蒸気流に、液化天然ガスの蒸発からのボイルオフガスを導入し、混合させた工程（h）の蒸気流とボイルオフガスを工程（h）の熱交換器に通すことをさらに含む請求項19記載の方法。
【請求項２１】
工程（n）のガス相を工程（h）の蒸気流と混合させ、得られた混合ガス流を工程（h）の熱交換器に通すことを含む請求項19記載の方法。
【請求項２２】
工程（d）におけるガス流温度の冷却低下を水または空気によって行う請求項19記載の方法。
【発明の詳細な説明】
発明の分野
本発明は、天然ガスの液化方法に関し、さらに詳細には、圧縮液化天然ガス（PLNG）の生産方法に関する。
発明の背景
清浄な燃焼性と便宜性故に、天然ガスは、近年広く使用されて来ている。多くの天然ガス資源は、いずれの商業マーケットからも大きく離れた遠隔地域に存在する。時には、生産した天然ガスを商業マーケットに輸送するのにパイプラインが利用できる。パイプライン輸送が可能でない場合、生産した天然ガスは、多くの場合、マーケットに輸送するのに液化天然ガス（いわゆる“LNG”）に加工される。
LNGプラントの明確な特徴の1つは、そのプラントに要する多大な資本投資である。天然ガスを液化するのに用いる装置は、一般に極めて高価である。液化プラントは、不純物除去のためのガス処理、液化、冷凍、動力設備、並びに貯蔵および輸送設備のような幾つかの基本システムから構成される。LNGプラントのコストはプラントの設置場所によって広く変化し得るけれども、典型的な通常のLNGプラントは、土地開発コストを含めて５0億米ドル〜100億米ドルのコストを要し得る。プラントの冷凍装置は、コストの30％までを占め得る。
LNGプラントの設計において、3つの最も重要な考慮すべき点は、（1）液化サイクルの選定、（2）コンテナー、パイプ装置およびその他の装置に用いる材料、および（3）供給天然ガス流をLNGに転化するための処理工程である。
LNG冷凍システムは、天然ガスを液化するのにかなりの冷凍を必要とするので高価である。典型的な天然ガス流は、約4,830kPa（700psi）〜約7,600kPa（1,100psi）の圧力と約20℃（68°F）〜約４０℃（104°F）の温度で、LNGプラントに入る。天然ガスは、主としてメタンであるが、エネルギー目的に用いるより重質の炭化水素の場合と同様に、単純に圧力を上昇させるだけでは液化できない。メタンの臨界温度は、-82.5℃（-116.5°F）である。このことは、加圧如何にかかわらず、、メタンをその温度以下で液化し得ることを意味する。天然ガスの臨界温度は、約-85℃（-121°F）〜約-62℃（-80°F）である。典型的には、大気圧下の天然ガス組成物は、約-165℃（-265°F）〜約155℃（-247°F）の温度で液化する。冷凍装置はそのようなLNG設備コストの有意の割合を占めるので、相当の努力が冷凍コストを節減することに払われている。
多くの冷凍サイクルを用いて天然ガスを液化しているけれども、LNGプラントにおいて今日最も普通に用いられている3つのタイプは、（1）天然ガスの温度を液化温度に漸次的に低下させるように配列させた熱交換器内で複数の単成分冷凍剤を用いる“カスケードサイクル”、（2）特別設計した交換器内で多成分冷凍剤を用いる“多成分冷凍サイクル”、および（3）ガスを高圧から低圧に相応の温度低下を伴って膨張させる“エクスパンダーサイクル”である。殆どの天然ガス液化サイクルは、これら3つの基本タイプの変形または組合せを用いている。
エキスパンダーシステムは、ガスを選定した圧力に圧縮し、冷却し、ついで膨張タービンにより膨張させ、それによって仕事を行ってガス温度を低下させる原理によって作動する。ガスの1部をそのような膨張で液化することは可能である。次いで、低温ガスを熱交換させて供給ガスの液化を行う。膨張により得られた動力は、冷凍サイクルで用いる主圧縮動力の1部として通常使用する。LNGを製造する膨張法の例は、米国特許第3,724,226号、第4,456,459号、第4,698,081号；およびWO 97/13109号に開示されている。
通常のLNGプラントにおいて用いる材料も、プラントコストに影響する。LNGプラントで用いるコンテナー、パイプ装置および他の装置は、少なくとも部分的に低温での所要強度と破壊靭性を与えるようなアルミニウム、ステンレススチール、または高ニッケル含有鋼から典型的に構築されている。
通常のLNGプラントにおいては、水、二酸化炭素、硫化水素および他の酸性ガスのようなイオウ含有化合物、n-ペンタンおよびベンゼンのような重質炭化水素は、天然ガス処理物から実質的に除去して1/100万（PPm）のレベルまで減じなければならない。これら化合物のあるものは、凍結して処理装置の閉塞問題を生ずる。イオウ含有化合物のような他の化合物は、典型的には、販売規格に適合するように除去する。通常のLNGプラントにおいては、ガス処理装置により、二酸化炭素および酸性ガスを除去する必要がある。ガス処理装置は、典型的には化学的および/または物理的溶媒再生工程を用いており、かなりの資本投資を必要とする。また、操作費用も高額である。分子ふるいのような乾燥床脱水装置は、水蒸気を除去するのに必要である。スクラブカラムと分別装置は、閉塞問題を生じがちな炭化水素を除去するのに典型的に用いられている。水銀も、アルミニウム製装置の欠損を生じ得るので、通常のLNGプラントから除去する。さらに、天然ガス中に存在し得る大部分の窒素も、窒素が通常のLNGの輸送中に液相に留まらずまた配送点においてはLNGコンテナー中に窒素蒸気が存在するのは望ましくないので、処理後に除去する。
当業界においては、必要な処理装置の量を最小にする改良された天然ガスの液化方法が絶えず求められている。
要約
本発明は、メタンリッチの供給ガス流の改良された液化方法に関する。その供給ガス流は、約3,100kPa（450psia）より高い圧力を有する。圧力が低過ぎる場合には、ガスは、最初に圧縮してよい。ガスを適当な膨張手段による圧縮膨張によって液化し、約-112℃（-170°F）以上の温度と、得られる液体生成物がその泡立ち点温度以下であるのに十分な圧力とを有する液体生成物を生成させる。膨張前に、ガスを好ましくはリサイクル蒸気で冷却し、液化しないで膨張手段に通す。相分離器により、膨張手段によっては液化しなかったガスから液体生成物を分離する。相分離器からの液体生成物は、その後、約-112℃（-170°F）より高い温度で生成物の貯槽または輸送器に装入する。
本発明のもう1つの実施態様においては、供給ガスがメタンよりも重質の成分を含有する場合、それら重質炭化水素の主要部分を、圧力膨張による液化前に分別処理により除去する。
本発明のさらにもう1つの実施態様においては、液化天然ガスの蒸発からのボイルオフガスを、圧力膨張による液化用の供給ガスに加えて圧縮液化天然ガス（PLNG）を生成させる。
本発明方法は、貯蔵または輸送用の供給地での天然ガスの初期液化および貯蔵および輸送中に発生する天然ガス蒸気の再液化の両方において使用し得る。従って、本発明の目的は、天然ガスの液化または再液化における改良された液化システムを提供することである。本発明のもう1つの目的は、従来技術のシステムにおけるよりも実質的に小さい圧縮力しか必要としない改良された液化システムを提供することである。本発明のさらにもう1つの目的は、経済的であり操作効率の良い改良された液化方法を提供することである。通常のLNGプロセスにおける極めて低温の冷凍は、本発明の実施によるPLNG生産において必要とする比較的マイルドな冷凍に比較し、極めて費用高である。
【図面の簡単な説明】
本発明およびその利点は、以下の詳細な説明と本発明の各実施態様を示す図式的流れ図である添付図面とによって、より一層良好に理解されるであろう。
図1は、PLNG生産における本発明の1つの実施態様の図式的流れ図である。
図2は、天然ガスを、その圧力膨張による液化前にクローズド循環冷凍により予冷する本発明の第2の実施態様の図式的流れ図である。
図3は、供給天然ガスをPLNGに液化する前に分留する本発明の第3の実施態様の図式的流れ図である。
図4は、クローズド循環冷凍システムと圧力膨張を用いてPLNGを生成させる図3で示した方法と類似した本発明の第4の実施態様の図式的流れ図である。
各図において示した流れ図は、本発明方法を実施する種々の実施態様を提供する。各図は、これら特定の実施態様の通常予期される修正の結果である他の実施態様を本発明の範囲から除外するものではない。ポンプ、バルブ、流れ混合機、コントロールシステムおよびセンサーのような各種の必要下位装置は、説明の簡素化と明確化の目的で図面から省略している。
好ましい実施態様の説明
本発明は、、改良された天然ガスの圧力膨張による液化方法であり、約-112℃（-170°F）より上の温度と、得られる液体生成物がその泡立ち点以下の温度で存在するに十分な圧力とを有するメタンリッチの液体生成物を生成させる。このメタンリッチ生成物は、時には、本明細書において圧縮液化天然ガス（“PLNG”）と称する。“泡立ち点”なる用語は、液体がガスに転化し始める温度と圧力である。例えば、ある量のPLNGを一定圧力に保つがその温度を上昇させた場合に、ガスの気泡がPLNG中で生成し始める温度が泡立ち点である。同様に、ある量のPLNGを一定温度に保つがその圧力を低下させた場合に、ガスの気泡が生成し始める圧力が泡立ち点を構成する。泡立ち点では、混合物は飽和液体である。
本発明の天然ガス液化方法は、従来用いた方法よりも天然ガスを液化するのに少ない動力しか必要とせず、また本発明方法で用いる装置は、費用の安い材料から製造できる。これに対し、-160℃（-256°F）程の低い温度を有する大気圧下でLNGを生成させる従来技術の方法は、安全な操作のためには費用高な材料から製造した処理装置を必要とする。
本発明の実施において天然ガスを液化するのに必要とするエネルギーは、通常のLNGプラントのエネルギー必要量を大きく下回る。本発明方法における必要冷凍エネルギーの削減は、資金コストの大いなる節減、比例した低操作費用、並びに効率性と信頼性の増大をもたらし、かくして液化天然ガス生産の経済性を大いに高める。
本発明の操作圧力と温度では、約3.5重量％ニッケル鋼を液化プロセスの最寒冷操作領域のパイプ配管と諸設備において使用できるが、一方、より高価な9重量％ニッケルまたはアルミニウムを通常のLNGプロセスの同じ装置においては一般に必要とする。このことは、従来技術のLNGプロセスに比較し、本発明の方法においてはさらにもう1つの意義あるコスト削減を提供している。
天然ガスの冷熱処理における第1の考慮点は、汚染である。本発明方法に適する原料ガス供給物は、原油井から得られる天然ガス（副生ガス）またはガス井から得られる天然ガス（非副生ガス）を含み得る。天然ガスの組成は、有意に変化し得る。本明細書で使用するとき、天然ガス流は、主要成分としてメタン（C1）を含有する。また、天然ガスは、エタン（C2）、より高級の炭化水素（C3+）、さらに少量の水、二酸化炭素、硫化水素、窒素、ブタン、6個以上の炭素原子を有する炭化水素類、泥、硫化鉄、ワックスおよび原油のような不純物も典型的に含有する。これら汚染物の溶解性は、温度、圧力および組成によって変化する。冷熱温度においては、CO2、水、および他の汚染物は、固形物を形成し得、冷熱熱交換器の流れ通路を閉塞し得る。これらの潜在的な困難性は、これら汚染物の純粋成分内の諸状態、固相温度-圧力相境界が予見される場合には、そのような汚染物を除去することによって回避できる。本発明の以下の説明においては、天然ガス流は、通常の周知の方法を用いた適切な処理によって、硫化物と二酸化炭素が除去され、さらに水が乾燥除去されて、“不純物のない、乾燥した”天然ガス流が生成されているものと想定する。天然ガス流が液化中に氷結し得る重質炭化水素を含有する場合、或いは重質炭化水素がPLNG中で望まれない場合には、重質炭化水素は、以下で詳細に説明するようなPLNGの生産前に分留処理によって除去できる。
本発明の1つの利点は、通常のLNG方法におけるよりも、高めの操作温度を用いるにより、天然ガスが高い濃度レベルの凍結性成分を有し得ることである。例えば、-160℃（256°F）でLNGを生成させる通常のLNGプラントにおいては、CO2は、凍結問題を回避するためには、約50ppm未満でなければならない。これに対し、約-112℃（-170°F）より高い処理温度を保つことにより、本発明の液化方法においては、天然ガスは、凍結問題を生ずることことなく、-112℃（-170°F）の温度で約1.4モル％、-95℃（-139°F）で約4.2モル%ほどの高いレベルでCO2を含有する。
さらに、天然ガス中の中位量の窒素は、窒素が本発明の操作温度と圧力では液化炭化水素類と共に液相内に残るので、本発明方法においては除去する必要はない。天然ガスの組成が許容する場合に、ガス処理および窒素除去に必要な装置を削減できるか或いは場合によっては省略できることは、有意の技術的、経済的利点を提供する。本発明のこれらおよび他の利点は、図面を参照することによって、より一層良好に理解できるであろう。
図1においては、天然ガス供給流10は、液化工程に、好ましくは約3,100kPa（450psia）より高い圧力、より好ましくは約4,827kPa（700psia）より高い圧力で、好ましくは約40℃（104°F）の温度で入る；しかしながら、異なる圧力と温度も必要に応じて使用でき、従って、そのシステムは、本発明の教示を知った後の当業者であれば、適切に修正も可能である。天然ガス流10は、約3,102kPa（450psia）より低い場合には、1基以上のコンプレッサーを含み得る適当な圧縮手段（図示せず）によって圧縮できる。
圧縮供給ガス10は、1基以上の熱交換器20により冷却する。冷却供給流11は、その後、少なくとも1基の適当なエクスパンダー手段30により膨張させる。エキスパンダーは、市販タイプのターボエクスパンダーであり得る、適切なコンプレッサー、ポンプまたはジェネレーターにシャフト連結させて、エクスパンダーからの仕事を使用可能な機械および／または電気エネルギーに転換し、それによってシステム全体に著しいエネルギー節減をもたらし得るものである。
エクスパンダー手段30により、天然ガス流11の少なくとも1部を液化して流れ12を生成させる。流れ12は、通常の相分離器40に送り、この分離器において液体生成物流13を生成させる。流れ13は、約-112℃（170°F）の温度と泡立ち点以下で存在するのに十分な圧力とを有するPLNGである。このPLNGを、約-112℃（-170°F）よりも高い温度で収容する適当な貯蔵または輸送手段90（パイプライン；静置貯蔵タンク、またはPLNG船、トラック若しくは鉄道車のような輸送手段等）に送る。液体生成物が液相を保つためには、温度が、液体生成物の臨界温度より低くあるべきで、典型的には約-62℃（-80°F）以下である。分離器40も、蒸気オーバーヘッド流14を生成し、これを熱交換器20に通し、そこで、蒸気流14が供給流10を冷却する。その後、1基以上のコンプレッサーにより、蒸気流15を圧縮する。図1は、リサイクル蒸気をおよそ流入供給流10の圧力に再圧縮する1基のコンプレッサー50の好ましい使用を例示している。しかしながら、追加のコンプレッサーも、本発明の実施において使用できる。圧縮ガス流16は、熱交換器60により冷却して使用熱量を回収するか、或いはそのような冷却は空気または水を用いて行ってもよい。熱交換器60を出た後、冷却蒸気流17を供給流10と混合しリサイクルする。この実施態様においては、供給流は、クローズドループ冷凍システムの必要なしで液化できる。
液化天然ガスの貯蔵、輸送および取扱いにおいては、液化天然ガスの蒸発による蒸気である“ボイルオフ”がかなりの量で存在し得る。本発明は、PLNGから生成したボイルオフガスを液化するのにとりわけ良好に適する。図1において、ボイルオフ蒸気は、ライン18により液化工程に導入させて、上述のようにリサイクルさせる蒸気流14と混合させる。ボイルオフ蒸気の圧力は、好ましくはガス流14の圧力またはその近辺の圧力にあるべきである。ボイルオフ蒸気が流れ14の圧力より低い場合には、ボイルオフ蒸気は、通常の圧縮手段（図1には示していない）によって圧縮可能である。
小量の蒸気流15は、液化工程から燃料（流れ19）として必要に応じて取出して、液化工程におけるコンプレッサーとポンプを駆動させるのに必要な動力の1部に供する。この少量の蒸気は、分離器40を出た後の任意の点で工程から取出し得るが、燃料としては、熱交換器20により温めた後の工程から除去するのが好ましい。
図2は、本発明方法のもう1つの実施態様を例示しており、この実施態様において、図1におけるパーツと同じ参照数字を有するパーツは、同じプロセス機能を有する。しかしながら、当業者であれば、プロセス装置は、実施態様間で、サイズおよび容量において変動し、種々の流体流動速度、温度および組成を使用し得ることは理解し得るであろう。図2の実施態様は、供給流10の追加の冷却を熱交換器70によって行う以外は、図1に示した実施態様と同様である。この図2の実施態様は、リサイクル流14の量を低減し、図1の実施態様よりも小さい動力しか必要としない。熱交換器70での冷凍は、通常のクローズドループ冷凍システム80により得られる。この冷凍システム用の冷凍剤は、プロパン、プロピレン、エタン、二酸化炭素または任意の他の適当な冷凍剤であり得る。
図3は、本発明のさらにもう1つの実施態様を例示する。この実施態様は、重質炭化水素類の除去システムと最終液化工程の直ぐ上流での圧縮ガスの分割流配列とを含む。この分割流は、主液化交換器142内での密接な接近を可能にすることにより、図2の実施態様に比し、全体的な動力必要量を低減する。また、分割流配列は、LNGまたはPLNG積載または未積載操作からの変動量のボイルオフガスを取扱うのにより柔軟な操作性も与える。図3においては、供給流100は、分離器130に入り、そこで、２つの別々の流れ、即ち、蒸気流101と液体流102に分割される。図3には示してないけれども、供給流100は、分離器130に供給する前に任意の適当な冷却システムによって冷却し得る。液体流102は、通常の脱メタン器131に通す。蒸気流101は、2基以上のコンプレッサーを通り、蒸気流101の圧力を供給流圧から約10,343kPa（1,500psia）に押上げる。図3は、ガス圧縮用の2基のコンプレッサー132、133と、圧縮ガス冷却用の各圧縮段階後の通常の熱交換器134、135との列を示している。蒸気流101が熱交換器135を出た後、リボイラー136が脱メタン器131からの液体を用いて蒸気流101をさらに冷却する。リボイラー136から、冷却流101は、通常の相分離器137に送られる。分離器137からの蒸気流103は、通常のターボエクスパンダー138により膨張させ、それによって、蒸気流103が脱メタン器131の上部部分に入る前にガス流圧を低下させる。ターボエクスパンダー138は、好ましくは、コンプレッサー132を駆動させるのに必要な動力の少なくとも1部を供給する。分離器137からの液体は、ライン104により脱メタン器131の中位部分に通す。
液体は、脱メタン器カラム131に送ると、重力により下方に流れる。その過程において、この液体は上昇蒸気と絡み、この上昇蒸気が、上方に通るときに液体からメタンをストリッピングさせる。このストリッピング操作により、実質的な脱メタン液体生成物を生成させて、この生成物は、脱メタン器カラム131の底から流れ105として除去する。
脱メタン器カラム131を出るオーバーヘッド蒸気流106は、熱交換器139に送る。熱交換器139によって加熱した後、温まった蒸気流（流れ107）の最初の部分は、必要に応じて、ガス液化プラント用の燃料としての使用に取出し得る（流れ108）。次いで、流れ107の第2の部分を、コンプレッサー140、141と熱交換器142、143との列に通して、蒸気流の圧力を上昇させ、さらに各圧縮段階後の冷却を行う。圧縮の工程数は、好ましくは、2〜4の範囲である。熱交換器142を出る蒸気流の1部を取出して、流れ110として熱交換器139に送り、流れ110をさらに冷却する。流れ110として分割する流れ109の最適留分は、流れ109の温度、圧力および組成に依存する。この最適化は、当業者であれば、本明細書で述べる教示に基づき容易になし得ることである。熱交換器139を出た後、流れ110は、ターボエクスパンダー144のような膨張手段に通し、この膨張手段により、流れ110を少なくとも部分的に液化して流れ111を生成させる。次いで、流れ111は、通常の相分離器145に通す。相分離器145により、約-112℃（-170°F）よりも高い温度と泡立ち点以下で存在するのに十分な圧力で、PLNG（流れ121）を生成させる。得られたPLNGは、適当な貯蔵手段153に送り、-112℃（-170°F）より高い温度でこのPLNGを貯蔵する。分離器145も圧縮ガス蒸気流115を生成させ、この蒸気流115は、流れ106と混合してリサイクルさせる。
流れ112は、熱交換器143を出る冷却流であり、ターボエクスパンダー146のような適切な膨張手段に通して、圧力を低下させ、流れ112をさらに冷却する。ターボエクスパンダー146により、天然ガス流112を少なくとも部分的に液化させる。ターボエクスパンダー146を出た後、部分的に液化した流れは、相分離器147に通して、液体流113と蒸気流114を生成させる。蒸気流114は、逆送させ、脱メタン器オーバーヘッド蒸気流106と混合してリサイクルする。分離器147を出る液体流113は、流れ111と混合する。
脱メタン器131を出る液体流105は、通常の凝縮液安定装置150に通し、そこで、エタンと他の軽質炭化水素（主としてメタン）リッチのオーバーヘッド流116を生成させる。オーバーヘッド蒸気流116は、熱交換器151に通し、そこで、オーバーヘッド蒸気116を冷却する。次いで、流れ116の1部は、リフラックス流117として凝縮液安定装置150に戻す。流れ116の残りの部分は、コンプレッサー152に通して、流れ116の圧力をおよそ流れ107の圧力まで上昇させる。圧縮させた後、オーバーヘッド流116を冷却し、冷却ガス（流れ118）を流れ107と混合させる。凝縮液安定装置150の底から出る液体は、凝縮液生成物（流れ119）として得ることができる。
図3において例示したような本発明方法は、必要に応じて、ボイルオフ蒸気を再液化できる。ボイルオフ蒸気は、図3に例示した工程にライン20により導入でき、オーバーヘッド蒸気流106と混合させる。
図4においては、供給流201は分離器230に入り、そこで、この供給流は、2つの別々の流れ、即ち、蒸気流202と液体流203に分割される。この実施態様は、プロセス装置の動力必要量と大きさを最小にする外部冷凍ループと、この冷凍ループの冷凍方式を与える分留トレインとを例示する。液体流203は、脱メタン器カラムに通す。蒸気流202は、1段階以上、好ましくは2段階圧縮で圧縮する。簡素化のため、図3は、1基のコンプレッサー232のみを示している。各圧縮工程の後、圧縮蒸気は、好ましくは、クーラー234のような通常の空冷または水冷クーラーにより冷却する。ガス流202は、クーラー234を出た後、脱メタン器カラム231からの脱メタン器液が流れているリボイラー235により冷却する。リボイラー235から、冷却流は、熱交換器236と237によりさらに冷却する。熱交換器236と237は、恐らく冷凍剤がプロパンであるような通常のクローズドループ冷凍システム238により冷却されている。交換器236および237からの冷却天然ガスは、通常の相分離器238内で再び分離する。分離器238からの蒸気流204は、ターボエクスパンダー239により膨張させ、それによってガス流圧をガス流が脱メタン器231の上部部分に入る前に低下させる。ターボエクスパンダー239は、好ましくは、コンプレッサー232用の動力を提供する。分離器238からの液体は、ライン205により、脱メタン器231の中位部分に通す。
脱メタン器231を出るオーバーヘッド蒸気流207は、熱交換器240に送る。熱交換器240を出る流れ208の1部は、必要に応じて、ガス液化プラント用の燃料として取出し得る（流れ209）。流れ208の残りの部分は、1つ以上のコンプレッサーにより、好ましくは約5,516kPa（800psia）〜13,790kPa（2,000psai）の圧力に圧縮する。次いで、圧縮ガス流は、熱交換器242、243および244の列に通してガスを冷却し、流れ210を生成させる。熱交換器242は、空気または水によって冷却する。熱交換器243と244は、好ましくは、熱交換器236と237の冷凍に用いたのと同じシステムである冷凍システム238によって冷却する。流れ210の1部は、流れ211として熱交換器240に通し、蒸気流211のさらなる冷却のための冷凍作業を行う。熱交換器240を出る流れ211は、ターボエクスパンダー245のような膨張手段に通し、そこで流れ211を少なくとも部分的に液化させて流れ212を生成させる。流れ212は、その後、通常の相分離器246に送る。
流れ２１１を取出した後に残った流れ210の部分は、ターボエクスパンダー248のような適切な膨張手段に通して、ガス圧を減じ、ガス流をさらに冷却する。ターボエクスパンダー248により、少なくとも部分的に液化天然ガスである流れ213を生成させる。流れ213を通常の相分離器249に通して、液体流214と蒸気流215を生成させる。流れ215は、脱メタン器オーバーヘッド蒸気流207と混合させることによってリサイクルする。液体流214は、流れ212と混合させて分離器246に送り、そこでガスを蒸気流216と液体流217に分離する。蒸気流216は、蒸気流215と同様に、脱メタン器オーバーヘッド流207と混合させてリサイクルする。液体流217は、PLNGであり、約-112℃（170°F）より高い温度とPLNGがその泡立ち点以下で存在するに十分な圧力とを有し、約-112℃（170°F）より高い温度で貯蔵用の適当な貯蔵容器258に送る。
脱メタン器231を出る液体流206は、1連の分留カラム250、251および252を含む分留システムに通す。分留カラム250は、通常の脱エタン器であり、エタンリッチのオーバーヘッド流と他の形質炭化水素、主としてメタンとを生成させる。オーバーヘッド蒸気流は、熱交換器253を通して燃料流209を温める。熱交換器253を通した後、蒸気流218を通常の相分離器254に通して、蒸気流220と液体流221を生成させる。液体流221は、リフラックス流として、脱エタン器カラム250に戻す。蒸気流220は、流れ208と混合させる。
脱エタン器250の底から出る液体は、熱交換器257により冷却し、脱プロパン器251に通す。脱プロパン器からのオーバーヘッド蒸気は、プロパンリッチであり、必要に応じて、冷凍システム238用のプロパン組成物として使用し得る。次いで、脱プロパン器251の底から出る液体は、脱ブタン器252に通す。この脱ブタン器の底から出る液体を、液体凝縮物（流れ222）としてプロセスから取出す。脱ブタン器252からのオーバーヘッド蒸気の少なくとも1部は、ライン223により熱交換器255に通してその蒸気流を冷却する。この蒸気流２２３は、その後、コンプレッサー256に通し、流れ223の圧力をおよそ流れ208の圧力まで上昇させる。コンプレッサー256を出た後、圧縮流を流れ220と混合させる。
ボイルオフ蒸気は、必要に応じて、本発明のプロセスにライン224により導入して、オーバーヘッド蒸気流207と混合し得る。
実施例
量シミュレーションとエネルギーバランスは、各図に例示した実施態様を具体的に示すように行い、結果は、表1、3、4および5に示す。各表のデータは、各図で示した実施態様のより良き理解のために提供するものであり、本発明をこれらの実施態様に不必要に限定するものと解釈すべきでない。各表に示した温度および流速は、限定とみなすべきではなく、本発明は、本明細書の教示に照らして、温度および流速において多くの修正を有し得る。
データは、商業的に入手し得るプロセスシミュレーションプログラム、いわゆるHYSYSTMを用いて得たが、他の商業的に入手し得るプロセスシミュレーションプログラム、例えば、当業者に馴染みのあるHYSIMTM、PROIITMおよびASPEN PLUSTMも使用できる。
本発明に従ってPLNGを製造するのに必要な動力は、膨張法を用い大気圧近くの条件と-164.5℃（-264°F）の温度でLNGを製造するのに必要な動力よりも有意に低い。表2と表1の比較は、この動力の差を具体的に示している。表2は、図1のフロープロセスを用い大気圧近くでLNGを製造したシミュレーション量とエネルギーバランスの結果を示している。表2の結果は、大気圧近くでの液体生成物の生産、有意に低いボイルオフ蒸気のプロセスへの導入量、および段階的リサイクル圧縮条件（図1における1基のコンプレッサー50の代りに4基のリサイクルコンプレッサー）に基づいていた。これら２つのシミュレーションにおいて、通常のLNG製造に要する総投入動力（表2のデータ）は、PLNG製造に要する動力（表1のデータ）よりも2倍以上も大きい。図2において示すようなPLNG膨張法における改良は、通常のLNG法も改良できた。しかしながら、通常のLNG法における投入動力と本発明の実施によるPLNG法における投入動力との比率は、有意には変化しないであろう。本発明のPLNG法は、通常の膨張法を用いて大気圧でLNGを製造する動力の約半分しか必要としない。
表3のデータは、図2において示す実施態様のより良き理解のために提供する。図1に示す実施態様に比較すると、図2の実施態様の総投入動力必要量は、プロパン冷凍システムを追加することにより、198,359kW（266,000hp）から111,857kW（150,000hp）に低減できている。当業者ならば、プロセスを最適化することにより必要動力をさらに低減し得るであろう。
表4のデータは、図3において示す実施態様のより良き理解のために提供する。図3および図4における供給ガスは、図1および図2における供給ガスと異なる組成を有し、異なる条件による。
表5のデータは、図4において示す実施態様のより良き理解のために提供する。この方法は、図3に示す実施態様に比較して必要投入動力を著しく低減させていることから、プロパン冷凍システムの利点をさらにもっと示唆している。
当業者、とりわけ本特許の教示の利点を利用する当業者は、上記の特定のプロセスへの多くの修正および変形を認識するであろう。例えば、種々の温度と組成を、システムの全体設計と供給ガスの組成に基づいて、本発明に従い使用し得る。また、供給ガス冷却トレインも、全体設計条件によって追加または変更して、最適で効率的な熱交換条件を達成できる。上述したように、特定化した実施態様および実施例は、本発明の範囲を限定または制限するものではなく、本発明の範囲は、請求の範囲およびその等価物によって決定すべきである。
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【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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