JP2004536176A - メタン豊富な加圧液体混合物からエタン及びより重い炭化水素を回収する方法 - Google Patents

Abstract

本発明（図１）は、C₁及びC₂₊を含む加圧液体混合物からC₂₊を回収する吸収方法である。前記加圧液体混合物は、熱伝達装置（112）の中で前記液体混合物を加熱することによって、少なくとも部分的に蒸発させられる。前記熱伝達装置（112）は、吸収帯において前記蒸発混合物を処理することに用いられる吸収媒体に冷却を提供する。前記蒸発混合物は、C₁に富む第一の流れ及びC₂₊成分に富む第二の流れを生成する吸収帯に移動させられる。前記加圧液体混合物は、好ましくは約1,724 kPa（250 psia）より高い初期圧力及び−112℃（−170 °F）より高い初期温度を有する加圧液体天然ガス（PLNG）である。蒸発されられる前に、前記加圧液体混合物は、好ましくは前記吸収帯の所望の作業圧力付近まで圧力を高められる。
【選択図】図１

Description

【０００１】
（技術分野）
本発明は、メタン及びより重い炭化水素を含む加圧液化ガス混合物からエタン及び重炭化水素を回収する方法に関する。
（背景技術）
清浄な燃焼性及び利便性の理由から、ここ数年は天然ガスが広く用いられるようになっている。天然ガス供給源の多くは遠隔地域に位置しており、ガスの商業市場のいずれからも遠距離にある。産出した天然ガスを商業市場まで輸送するために、時にはパイプラインが利用可能である。パイプライン輸送が実現不可能な場合、産出した天然ガスは、市場への輸送のためにしばしば液化天然ガス（“LNG”と呼ばれる）に加工される。
LNGを製造するための原料ガスは、典型的には原油田（随伴ガス）又はガス井戸（非随伴ガス）から得られる。随伴ガスは、原油中に遊離ガス又は溶解状態のガスとして存在する。天然ガスの成分は産地によって幅広く変動するが、典型的なガスはメタン（C₁）を主成分として含む。天然ガス流は、典型的にはエタン（C₂）、高級炭化水素（C₃₊）、並びに二酸化炭素（CO₂）、硫化水素、窒素、泥、硫化鉄、ロウ及び原油のような微量の混入物も含み得る。前記混入物の溶解度は、温度、圧力及び組成に伴って変動する。低温では、CO₂、水、他の混入物及び特定の重い分子量炭化水素は固体を形成することがあり、低温設備の流路を塞ぐ可能性があり得る。そのような潜在的な困難は、前記混入物及びより重い炭化水素を除去することによって回避され得る。
遠隔地のガスを輸送するために一般に用いられるプロセスは、供給された天然ガスをその成分に分離してから圧力をかけて冷却することにより前記成分の特定の成分のみを液化して、液化天然ガス（“LNG”）及び天然ガス液（“NGL”）を生成する。両プロセスは天然ガス供給流の一部分のみを液化し、前記ガスの有益な残存成分の多くは、かなりの費用をかけて別々に処理しなければならないか、又はそうでなければ遠隔地で廃棄しなければならない。
【０００２】
典型的なLNGプロセスでは、天然ガスに含まれる実質的に全ての炭化水素成分がプロパンより重く（幾らかのブタンは残存し得る）、ガスに含まれる全ての“凝縮物”（例えば、ペンタン及びより重い分子量の炭化水素）及びガスに含まれる本質的に全ての固体形成成分（CO₂及びH₂Sのような）は、残存成分（例えば、メタン、エタン及びプロパン）が約−160℃の低温まで冷却される前に除去される。前記温度を達成するために必要とされる装置及びコンプレッサの馬力は相当なものであり、従って産出地又は遠隔地で建設及び操作するどのLNGシステムも高価になる。
NGLプロセスでは、プロパン及びより重い炭化水素は天然ガス供給流から抽出されて低温（約−70℃より高い）まで冷却され、貯蔵の間は前記冷却した成分を約100 kPaより高い圧力で保持する。NGLプロセスの一例が米国特許第5,325,673号において開示されており、前記特許では、凝固し得る（結晶化し得る）C₅₊成分を除去する目的で天然ガス流がスクラブカラムで前処理される。NGLは約−40℃で保持されるが通常のLNGは約−160℃の温度で貯蔵されることから、NGLを輸送するのに用いられる貯蔵設備は実質的に困難であり、従ってLNG及びNGLのための分離貯蔵設備を必要として輸送コスト全体を加算し得る。
天然ガスを、−112℃（−170 °F）より高い温度であって、天然ガスの液体のバブルポイント温度又はそれ以下となるのに充分な圧力にて輸送することも計画されていた。その加圧液体天然ガスは、大気圧付近、約−162℃（−260 °F）の温度にて輸送されるLNGと区別するために“PLNG”と呼ばれている。PLNGを製造するための例示的プロセスは、米国特許第5,950,453号（R. R. Bowen et al）；米国特許第5,956,971号（E. T. Cole et al）；米国特許第6,016,665号（E. T. Cole et al.）；及び米国特許第6,023,942号（E. R. Thomas et al.）において開示されている。PLNGは典型的には低分子量炭化水素と他の物質との混合物を含むことから、PLNGの正確なバブルポイント温度は、前記PLNGの組成の作用である。大部分の天然ガス組成物については、−112℃より高い温度での天然ガスのバブルポイント圧力は約1,380 kPa（200 psia）より高いであろう。より暖かい温度でPLNGを製造及び出荷することの利点の一つは、大部分のLNG応用において許容され得るよりもかなり大量のC₂₊成分をPLNGが含み得ることである。
エタン、プロパン、ブタン及びより重い炭化水素の市場価格に依存して、PLNGと共により重い産物を輸送して、個別の製品として販売することが経済的に望まれ得る。そのようなPLNGの成分製品への分離は、好ましくは一旦PLNGを所望の輸入地域に輸送してから行われる。PLNGからC₂₊成分を分離するための効率的なプロセスに対する必要性が存在している。
【０００３】
（要約）
本発明は、C₁及びC₂₊を含む加圧液体混合物からC₂₊成分を回収するための吸収方法である。前記加圧液体混合物は、熱伝達装置(heat transfer means)の中で前記液体混合物を加熱することによって、少なくとも部分的に蒸発させられる。前記熱伝達装置は、吸収帯で前記蒸発混合物を処理することに用いられる吸収媒体に冷却を提供する。前記蒸発混合物は吸収帯に移動させられて、C₁に富む第一の流れ(stream)及びC₂₊成分に富む第二の流れを生成する。前記加圧液体混合物は、好ましくは約1,724 kPa（250 psia）より高い初期圧力及び−112℃（−170 °F）より高い初期温度を有する加圧液体天然ガス（PLNG）である。蒸発させられる前に、前記加圧液体混合物は、好ましくは吸収帯の所望の作業圧力付近まで圧力を高められる。
【０００４】
（発明の詳細な説明）
以下の記述は本産業でしばしば用いられる種々の用語を使用しており、前記用語は次のように定義され、読者が本発明を理解することに役立つ。
“リーンオイル”は吸収媒体として用いられる炭化水素液であって、メタン及びC₂₊炭化水素を含む蒸発した多成分ガスと接触して循環させられて、前記多成分ガスの一つ以上の成分を吸収させられる。前記成分はメタンより重く、好ましくはC₂₊炭化水素である。リーンオイルの組成は、吸収が起る状態下の温度及び圧力、並びに多成分ガスの成分に依存して変動し得る。前記オイルは、分離プロセスに課せられ得る及び/又は前記ガスから吸収した最も重い成分から蓄積させられ得る。
“リッチオイル”は、豊富さの程度が存在することから相対語であるが、多成分ガスに接触してその中にC₂₊を吸収した後のリーンオイルである。リッチオイルは、典型的には分留により吸収した成分を奪われて、再びリーンオイルとなり循環させられる。
“天然ガス”はPLNGを製造することに用いられるガスを意味し、原油田（随伴ガス）及び/又はガス井戸（非随伴ガス）から得られるガスであり得る。随伴ガスは、原油中で遊離ガス又は溶解状態のガスとして存在する。天然ガスの組成は産地によって幅広く変動するが、典型的なガスはメタン（C₁）を主成分として含む。天然ガス流は、典型的にはエタン（C₂）、高級炭化水素（C₃₊）、並びに二酸化炭素（CO₂）、硫化水素、窒素、泥、硫化鉄、ロウ及び原油のような微量の混入物も含み得る。前記混入物の溶解度は、温度、圧力及び組成に伴って変動する。液化の間に凍結除去され得る重炭化水素を天然ガス流が含む場合、又は天然ガス液（NGL）としての組成規格若しくはその価値からPLNG中の重炭化水素が所望されない場合は、前記重炭化水素は典型的には天然ガスのPLNGへの液化に先立って分画プロセスにより除去される。
【０００５】
図１を参照すると、本発明の方法を実施する一態様の概略図が示されている。PLNGは、好ましくは250 psia（1723 kPa）より高い温度で、ライン10を通って分離プロセスに入り、好ましくはポンプ110によって圧力を高められる。加圧された液体は好ましくは予熱器111を通り抜けさせられ、前記予熱器ではPLNGが空気、海水又はグリコール-水混合物のような環境流を含む種々の材料に対して予熱され得る。前記PLNG流は、吸収器116への所望の供給ガス温度を得る手段として、好ましくは予熱器111によって予熱される。予熱器111は、分離プロセスで用いられるリーンオイルの組成に依存して任意であるが、仮に存在する場合、予熱器111が、熱交換装置112の中でPLNGによって冷却されるリーンオイル中の特定のより重いリーンオイル成分の凍結除去される可能性を減らすことにも役立ち得る。吸収器116に入るPLNGの所望される温度は、プロセス構成、PLNG組成及び分離プロセスで用いられるリーンオイル組成に依存する。少なくともPLNGの一部を蒸発させるために、PLNG流の少なくとも一部分12が熱交換装置112を通り抜けることによって加熱される。熱交換装置112が図１に示す構成で用いられるプレートフィン交換器である場合は、PLNG流12が好ましくは前記交換器の熱応力限界に適合するように分離される。熱交換装置112が図２に示す間接加熱構成に用いられるプレートフィン交換器である場合（以下でより詳細に説明する）は、PLNG流の全部が熱交換装置112を通り抜けさせられ得る。本プロセスで用いられる間接熱交換媒体（例えば、エタン）の熱力学的性質は、熱交換装置112において許容できない高い熱応力の可能性を防ぐことができる。図３では、U-管熱交換システム300も、破壊的な熱応力の可能性から熱交換器を保護し得る間接熱交換媒体を用いている。熱交換装置112におけるPLNGの加熱はリーンオイル流100を冷却し、そのリーンオイル流100は、本説明で後により詳細に記述するように分離プロセスで用いられる。少なくとも部分的に蒸発した流れは、次に液体-蒸気分離器114に移動させられる。蒸気流16及び液体流17は、いくらかでも存在すれば、分離器114から吸収器116に移動させられる。また、吸収器116にその上端で入るものは、本明細書中で“リーンオイル”と呼ばれるリーン吸収液体流52である。吸収器116では、蒸発流16が吸収器116の最上部まで上昇して、バブルキャップ、トレイ又は同様な分離装置にわたって下向きに移動しているリーンオイルの流れと遭遇する。
【０００６】
吸収器116が作動して、リーンオイルが、吸収器116に入る蒸気流16からC₂₊成分を除去（吸収）する。リッチリーンオイル及び濃縮炭化水素液（流れ17）は、第一リッチオイル脱メタン装置(demetanizer)120（“PROD”）又はリッチオイル脱メタン装置124（“ROD”）を経由するのに先立って、吸収器116の底部で混ざり合う。図１に示す分離プロセスは2つの脱メタン装置カラム120及び124を図示しているが、本発明は2つの脱メタン装置に制限されない。例えば、リーンオイル吸収器116（時に“再沸騰吸収器”と呼ばれる）の底部にリボイラ（図示せず）が用いられて、前記吸収器116の底部でリッチリーンオイル中のメタンの一部を受け入れない場合は、PRODが省略され得る。メタン豊富な流れ18は製品流として吸収器116から抜き取られるが、C₂₊を含むリッチオイルは流れ20として吸収器116から抜き取られる。流れ20は、ポンプ118によって圧力を高められ、第一リッチオイル脱メタン装置120に移動させられる。脱メタン装置120が作動してメタン豊富なオーバーヘッド蒸気流26を生成し、前記流れ26は、分離器114に持込まれる前に蒸気流12と混合されることによって再循環させられる。リッチオイルの一部は第一リッチオイル脱メタン装置120の下端で抜き取られて、熱交換器119の中でリーンオイル流100に対して加熱される。第一リッチオイル脱メタン装置120の底部からのリッチオイルは、タービン膨張器のような液体膨張器122によって減圧され冷却されてもよく、流れ30としてリッチオイル脱メタン装置124に移動させられ得る。リボイラサイド流36は、リッチオイル脱メタン装置124から抜き取られて、リッチオイル脱メタン装置124の底部から出て行く液体流34と熱交換器126の中で交差交換される。リーンオイル流50は、リボイラ（図示せず）により脱メタン装置124の上方で急速に蒸発されるC₂₊成分を再吸収することを目的として、リッチオイル脱メタン装置124の上部に持込まれる。単純化のために図面には示していない通常のリボイラを第一リッチオイル脱メタン装置120及びリッチオイル脱メタン装置124が有することは、当業者には理解されるであろう。メタン豊富なオーバーヘッド流32はアキュムレータ130に移動させられて、リーンオイル流42をメタンで予備飽和することに用いられる。混合流44は、通常のプロパン閉ループチラーのような冷却装置129を用いるか又はPLNG供給流10に対する間接冷却によって、任意に調整冷却され(trim-chilled)得る。メタン豊富な蒸気流46は、分離プロセスに必要とされる動力を提供する燃料供給源のような適切な使用のためにアキュムレータ130から出て行く。液体リーンオイル流48もアキュムレータ130から出て行き、2つのリーンオイル流50及び52に分離されて、それぞれポンプ132及び134によって圧力を高められる。
【０００７】
リッチオイル流34は熱交換器126を通り抜けさせられ液体膨張器140を通り抜けさせられて、前記液体膨張器140がリッチオイルを冷却し減圧する。加減弁138及び136は、リッチオイル流34のフラッシュタンク150への流量を調節することに用いられる。操作上の理由のため、通常は開放してある加減弁136が閉鎖され、通常は閉鎖している加減弁138が開放されて、リッチオイルが膨張器140を回避することを可能にし得る。フラッシュタンク150が作動して、リッチオイルを、C₂₊、主としてC₂-C₄成分に富むオーバーヘッド蒸気流62及びリーンオイルに富む液体流64に分離する。液体流4は、熱交換器152を通り抜けさせられて加熱される。熱交換器152から出て行く液体流72は、加減弁153を通り抜けさせられて蒸留器156に移動させられる。フラッシュタンク150からのオーバーヘッド蒸気流62は加減弁154を通り抜けさせられて、次に蒸留器156に持込まれる。蒸留器156は、リッチオイルに含まれるエタン及びより重い炭化水素に富むオーバーヘッド流67、並びにリーンオイルに富む液体残油流70へとリッチオイルを分留する。リーンオイル流70はポンプ158によって圧力を高められ熱交換器152を通り抜けさせられて、前記熱交換器152では、液体流64に対する熱交換によってリーンオイルが冷却される。熱交換器152からの前記リーンオイル（流れ98）は、冷却器160によって更に冷却される。冷却器160から出て行く流れ99は、流れ94と混合されて熱交換器119を通り抜けさせられて、再沸騰負荷を提供する。熱交換器119から出て行く流れ100は熱交換装置112に移動させられて、PLNG流の少なくとも一部12を蒸発させるために必要とされる熱を提供し、それにより吸収工程のために所望される冷たい温度が吸収器116に供給される。従って熱交換装置112も、分離プロセスで用いられるリーンオイルに冷却負荷を提供する。冷却されたリーンオイル流101の少なくとも一部は、流れ32と混合されることによって再循環させられて、アキュムレータ130に移動させられる。流れ101の一部は好ましくは流れ86として流れ101から抜き取られ熱交換器162を通り抜けさせられて、前記熱交換器162は蒸留器156から出て行く蒸気流67に冷却を提供する。熱交換器162から出て行くリーンオイル流92は、冷却器164によって冷却され、流れ99とほぼ同じ圧力までポンプ166により圧力を高められる。分離プロセスによって生成されるメタン豊富な流れ18及びC₂₊成分製品流80が少量のリーンオイルを含み得ることから、リーンオイル補給流97が、操作の間に必然的に失われ得るリーンオイルを分離プロセスに持込み得る。
【０００８】
オーバーヘッド蒸気流67は、熱交換器162の中で冷却されて、アキュムレータ168に移動させられる。C₂₊炭化水素が豊富な蒸気流80は製品流80としてアキュムレータ168の最上部から除去され、液体流78はアキュムレータから除去されポンプ170によって圧力を高められ、その一部が流れ82として再循環させられて制御弁172を通り抜けさせられて蒸留カラム156の最上部に戻される。液体流78の一部は、液体石油ガス（LPG）製品流79としてプロセスから除去され得る。
リーンオイル組成は、当業者によって容易に調整され、PLNG熱交換装置112の中で成分が凍結除去される可能性を回避し得る。さらに、改変(modified)オープンラック(open rack)蒸発器を用いて蒸発するPLNG流12の温度を調整し、リーンオイル成分の凍結除去を防止することができる。さらに、間接熱交換システムを用いるプロセスでは、間接加熱/冷却システムを利用して、リーンオイル成分の凍結を排除し得る。その非限定的な例を図２及び３に図示している。
【０００９】
図２は、リーンオイルの熱を用いてPLNG流11を蒸発させる熱交換システムの別の実施例の模式的なフローダイヤグラムを図示している。前記リーンオイルは、メタンからC₂₊を吸収するための分離プロセスに用いられる。図２の熱交換システム200は、図１の熱交換装置112と置き換わり得る。図２を参照すると、PLNG流11は熱交換器201を通り抜けさせられ、前記熱交換器201では、熱交換器201と熱交換器202との間を循環している閉ループ熱交換媒体によってPLNGが加熱される。前記熱交換媒体（流れ200）は、熱交換器201を通り抜けさせられることにより冷却され、流れ210としてアキュムレータ211に移動する。液体熱交換媒体はアキュムレータ211の底部から抜き取られて、第二アキュムレータ212に移動させられる。液体熱交換媒体は、アキュムレータ212から抜き取られて、熱交換器202を通り抜けさせられる。前記熱交換器202では、熱交換媒体が熱交換器202を通り抜けることによってリーンオイル100を冷却する。熱交換器202から出て行く温まった熱交換媒体はアキュムレータ212に戻され、アキュムレータ212から頭上への蒸気は、抜き取られて再冷却及び濃縮のために熱交換器201を通って再循環させられる。熱交換器202を通る冷媒の垂直移動は、冷媒の蒸発とそれに続く熱交換器における流体のかさ密度の減少の結果として起り、時に“熱サイフォン”と呼ばれる工程である。アキュムレータ212における冷媒の液位は、交換器202の底部への冷媒流量を維持するための推進力を提供し、交換器における冷媒の部分的蒸発は、前記冷媒を前記交換器の外に持ち上げてアキュムレータ212に戻す。蒸発しなかった液体冷媒はアキュムレータの下半分に落ち込み、冷媒流の蒸発部分はアキュムレータ212の最上部から流出して交換器201の最上部に流入する。交換器201では、PLNG流12に対して冷却されることによって、冷媒蒸気流210が再び液化される。液化した冷媒は、重力によってアキュムレータ211に還流する。液位制御弁213は、アキュムレータ212の所望の液位を維持するために必要な場合に開放され得る。アキュムレータ211とアキュムレータ212とを接続する液体ラインの低液位オーバーライド(override)弁213は、アキュムレータ211の液位が望ましくない液位に落ち込むことを防ぐ。弁213をオーバーライドし閉鎖することが必要となる前に、アキュムレータ211が214を開放して、適切な供給源のいずれかから冷媒を補給し得る。アキュムレータ容器211の中の液体は、アキュムレータ212から流出する冷媒蒸気を捕捉して、冷媒蒸気が濃縮される交換器201へ強制的に流入させる。2つの容器211及び212並びに2つの熱交換器201及び202の相対的な高さが本プロセスの適切な油圧を保証するために重要であろうことは、当業者には理解されるであろう。
【００１０】
図２の熱交換システムで用いられ得る熱伝達媒体は、熱交換器201及び202を通って循環する間は液体であって、熱伝達媒体と交互にやりとりしながら顕熱及び潜熱の伝達を提供することが好ましい。用いられる熱伝達媒体が、生じる潜熱の伝達と共に熱交換器201及び202を通って循環する間に少なくとも部分的な相変化を経ることも好ましい。
相変化を経る目的のために好ましい熱伝達媒体は、好ましくはPLNGの沸騰温度より高い温度で液化可能であり、そのため熱交換器201を通り抜ける間に前記熱伝達媒体が濃縮される。熱伝達媒体は、PLNGの蒸発温度範囲より高い温度範囲にわたって前記熱伝達媒体が濃縮し得るような組成の純粋な化合物又は化合物の混合物であり得る。
市販の冷媒を熱伝達媒体として熱交換システム200で用いることもできるが、プロパン、エチレン、エタン及びメタン並びにそれらの混合物を含む分子あたり1-6の炭素原子を有する炭化水素は、特にそれらが通常天然ガス中に少なくとも微量は存在し、従って容易に入手可能であることから好ましい熱伝達媒体である。
図３は、システムで用いられるリーンオイルの熱を用いてPLNGの少なくとも一部を蒸発させる熱交換システムの更に別の態様の模式的フローダイヤグラムを図示している。図３の熱交換システム300は、図１の熱交換装置112と置き換わり得る。図３では、PLNG流11が通常のU-管熱交換器301を通り抜けさせられる。熱伝達媒体は、熱交換器301と熱交換器302との間の閉ループ回路において循環させられる。蒸発した熱伝達媒体（矢印303によって表示する）は、熱交換器301のU-管束に持込まれる。熱伝達媒体は、U-管束304の中を循環させられるPLNGを加熱する。熱交換器301から出て行く熱伝達媒体は、アキュムレータ305に移動させられる。オーバヘッド蒸気はアキュムレータ305から抜き取られて、流れ307として熱交換器301まで再循環させられる。液体熱伝達媒体はアキュムレータ305の底部から抜き取られて、ケトル型熱交換器302に移動させられる。熱交換器302の中の液体熱伝達媒体はリーンオイル100を冷却し、それにより熱伝達媒体が蒸発させられる。蒸発した熱伝達媒体は、再冷却のために流れ308として再循環させられて熱交換器301まで戻される。熱交換システム300における熱伝達媒体は、図２に示す態様に関連して先に記述する熱交換システム200において使用されるものと同様であり得る。
【００１１】
（実施例）
図１によって記述される本発明の一態様を説明するために、シュミレーションした質量及びエネルギーの収支(a simulated mass and energy balance)を行い、その結果を以下の表１及び表２で示す。表中のデータは、HYSYS（商標）バージョン1.5（カナダ、カルガリーのHyprotech Ltdから入手可能）と呼ばれる商業的に入手可能なプロセスシュミレーションプログラムを用いて得られた。しかしながら、他の商業的に入手可能なプロセスシュミレーションプログラムもデータを作成することに用いることができ、前記プログラムには例えばHYSIM（商標）、PROII（商標）及びASPEN PLUS（商標）といった当業者によく知られているものが含まれる。表１及び２に表示するデータは本発明のよりよい理解を提供するために提示されるが、本発明が前記データに不必要に限定されるように構成されるべきでない。温度、圧力及び流速は本発明の制限として考えられるべきではなく、本発明は、本明細書における教示を考慮して温度、圧力及び流速における多くの変化を有し得る。分離プロセスに与えられた流速、温度及び供給流の組成に関して、吸収器116、脱メタン装置120及び124、フラッシュタンク150並びに蒸留器156に適切な作動条件を選択することは、当業者の技能の範囲内である。
本発明の方法を行うことの利点の一つは、通常のリーンオイルプラント設計（既存のプラントを含む）を改変することによってPLNG流に固有の冷却を回収することができ、前記リーンオイルプラントがPLNG流からC₂₊炭化水素（LPG製品）を回収することを可能にすることである。PLNG流から回収した冷却をリーンオイル法に利用することができ、プロパン冷却器のような外部冷却システムの必要性を実質的に縮小し排除する可能性があり得る。本発明の別の利点は、相対的に低コストのポンプ馬力を用い最小限の圧力損失を伴うリーンオイル法によって、PLNG流の蒸発が達成できることである。従って、本発明の方法に付随する再圧縮の必要性は、最小限で存在する。
【００１２】
【表１】

【００１３】
【表２】

【００１４】
当業者、特に本特許技術を利用できる者は、上述の特定プロセスに関して多くの改変及び変化を認識するであろう。例えばシステムの全体設計に応じ本発明に従って種々の温度及び圧力を用いることができ、本発明の分離システムに与えられる液化天然ガスの組成、温度及び圧力、並びにPLNGは、図１に示されるプロセスで説明されるように、リーンオイル流100を冷却する以外に、分離プロセスで用いられる他の流体流に冷却を提供し得る。上で考察したように、具体的に開示する態様及び実施例は本発明の範囲を限定又は制限することに用いられるべきでなく、本発明の範囲はクレーム及びそれと等価なものによって決定されるべきである。
本発明及びその利点は、詳細な説明及び添付図面を参照することによって、よりよく理解されるであろう。
前記図面は、本発明の方法を実施する具体的な態様を図示している。前記図面は、前記具体的な態様の通常かつ予想される改変の結果である他の態様を本発明の範囲から排除することを意図していない。ポンプ、弁、流動流混合器、制御システム及び流面センサーの大部分は、提示の単純性及び明瞭性の目的で前記図面から削除してある。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】PLNGからエタン及びより重い成分を除去する分離プロセスの一態様の模式的フローダイヤグラムである。
【図２】PLNGからエタン及びより重い成分を除去する分離プロセスで用いられるリーンオイルの熱を用いてPLNGを蒸発させる間接熱交換装置の一態様の模式的フローダイヤグラムである。
【図３】PLNGからエタン及びより重い成分を除去する分離プロセスで用いられるリーンオイルの熱を用いてPLNGを蒸発させる間接熱交換装置の第二の態様の模式的フローダイヤグラムである。

Claims (10)

1. C₁及びC₂₊を含む加圧液体混合物からC₂₊成分を回収するための吸収方法であって、
   (a)吸収媒体を冷却する熱伝達装置の中で前記加圧液体混合物を加熱することによって、前記加圧液体混合物の少なくとも一部を蒸発させること；及び
   (b) 前記蒸発流を吸収帯において前記吸収媒体で処理して、C₁に富む第一の流れ及びC₂₊に富む第二の流れを生成すること
   を含む前記方法。
2. 加圧液体混合物が加圧液体天然ガス（PLNG）である、請求項１の方法。
3. 加圧液体混合物が約1,724 kPa（250 psia）より高い初期圧力及び約−80℃（−112 °F）から−112℃（−170 °F）の初期温度を有する、請求項１の方法。
4. 吸収媒体がリーンオイルである、請求項１の方法。
5. 処理工程(b)に先立って吸収媒体がメタンで予備飽和される、請求項１の方法。
6. 熱交換関係が、第一の熱交換器において液体混合物と熱交換関係にある熱伝達媒体、及び第二の熱交換器において吸収流と熱交換関係にある熱伝達媒体を使用する、請求項１の方法。
7. 熱交換関係が少なくとも一つの熱交換器を使用し、前記熱交換器中では液体混合物が吸収媒体と間接的に接触している、請求項１の方法。
8. 加圧液体混合物が熱伝達流との熱交換関係を通過する前に、空気、淡水及び海水のうちの少なくとも一つを用いる熱交換関係により前記液体混合物を加熱することを更に含む、請求項１の方法。
9. 加圧液体混合物が熱伝達流との熱交換関係を通過した後に、空気、淡水及び海水のうちの少なくとも一つを用いる熱交換関係により前記液体混合物を更に加熱することを更に含む、請求項１の方法。
10. C₁及びC₂₊を含む加圧液体混合物からC₂₊成分を分離するための方法であって、
    (a)前記加圧液体混合物を加熱して前記液体混合物を少なくとも部分的に蒸発させ、それによって蒸気流を生成すること；
    (b)前記蒸気流からC₂₊成分を優先的に吸収する吸収媒体と前記蒸気流を接触させること；
    (c)実質的にC₂₊を減損しているC₁豊富な流れを回収すること；
    (d)抽出したC₂₊成分を含む吸収媒体から、前記抽出したC₂₊成分を分離すること；
    (e)加圧液体混合物に対する熱交換関係により吸収媒体の少なくとも一部を冷却し、それによって熱を、前記液体混合物を少なくとも部分的に蒸発させることに提供すること；及び
    (f)更なる量のC₂₊成分を吸収するために、冷却した吸収媒体を再循環させること
    を含む前記方法。

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