JP2007534923A

JP2007534923A - 天然ガスの液化

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Publication number: JP2007534923A
Application number: JP2007510667A
Authority: JP
Inventors: ウィルキンソン，ジョン・ディー; ハドソン，ハンク・エム; クエラー，カイル・ティー
Original assignee: オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド
Priority date: 2004-04-26
Filing date: 2004-04-26
Publication date: 2007-11-29
Anticipated expiration: 2024-04-26
Also published as: EA010538B1; BRPI0418780A; MXPA06011644A; CN100473927C; AU2004319953A1; CA2562323A1; PE20051002A1; EA200601989A1; SA05260083B1; AU2004319953B2; KR20070012814A; BRPI0418780B1; CN1946979A; EP1740897A4; EG25056A; KR101118830B1; WO2005114076A1; AR046607A1; NO20065055L; JP4551446B2

Abstract

メタンより重い炭化水素を主として含有する液体流れを生成すると共に天然ガスを液化する方法を開示する。本方法では、液化すべき天然ガスを部分的に冷却し、中圧まで膨張させ、そして蒸留塔に供給する。この蒸留塔からの底部生成物は、液化天然ガスの純度を下げるメタンより重いすべての炭化水素のうち大部分を選択的に含有する。蒸留塔からの残りのガス流れを、より高い中圧に圧縮し、加圧下で冷却して凝縮し、そして低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する。

Description

発明の背景

本発明は、天然ガス又は他のメタンに富むガス流れを処理して、高いメタン純度を有する液化天然ガス（ＬＮＧ）流れと、メタンよりも重い炭化水素を主として含有する液体流れとを生成するための方法に関する。

天然ガスは、典型的には、地下貯留層へ貫いた油井から回収される。それは大部分がメタンである。すなわち、メタンはガスの少なくとも５０モル％を構成する。特定の地下貯留層に依れば、天然ガスは比較的少ない量の重質炭化水素、例えばエタン、プロパン、ブタン、ペンタン等、並びに水、水素、窒素、二酸化炭素、及び他のガスも含有する。

ほとんどの天然ガスはガス状の形態で取り扱われる。天然ガスを油井ヘッドからガス処理プラントに輸送するため、そしてそこから天然ガス消費者に輸送するための最も一般的な手段は、高圧ガス輸送パイプラインである。しかしながら、多くの状況において、輸送又は使用のいずれかのために天然ガスを液化することが必要であり、及び／又は、望ましいことが分かっている。例えば、遠隔地では、天然ガスの市場への便利な輸送を可能にするパイプラインインフラがないことがしばしばである。そのような場合、気体状態の天然ガスに対してＬＮＧの比体積がはるかに小さいことは、運搬船及び輸送トラックを用いるＬＮＧの配送が可能となり、輸送コストを大きく減じることができる。

天然ガスの液化が好都合である別の状況は、自動車燃料として使用する場合である。大都市圏では、利用できる経済的なＬＮＧ源があるならば、ＬＮＧで動くことができるバス、タクシー及びトラック群がある。そのようなＬＮＧを燃料とする輸送手段は、より高分子量の炭化水素を燃焼するガソリン及びディーゼルエンジンで動く類似の輸送手段と比較したとき、天然ガスの燃焼はクリーンであるため、大気汚染が著しく少ない。さらに、ＬＮＧが高純度（すなわち、９５モル％以上のメタン純度）のものであるならば、生成される二酸化炭素（温室効果ガス）の量は、他のすべての炭化水素燃料と比較してメタンの炭素：水素比が低いためかなり少ない。

本発明は一般に、例えば、エタン、プロパン、ブタン、及び重質炭化水素成分からなる天然ガス液（ＮＧＬ）、プロパン、ブタン、及び重質炭化水素成分からなる液化石油ガス（ＬＰＧ）、又は、ブタン及び重質炭化水素成分からなる縮合生成物といった、主として、メタンよりも重い炭化水素からなる液体流れを同時生成物として生成しながら、天然ガスを液化することに関する。同時生成物である液体流れを生成することには２つの重要な利点がある：生成されるＬＮＧは高いメタン純度を有し、同時生成物である液体は、多くの他の目的に用いうる有用な生成物である。本発明にしたがって処理すべき天然ガス流れの典型的な分析は、およそのモル％で、メタンが８４．２％、エタン及び他のＣ_２成分が７．９％、プロパン及び他のＣ_３成分が４．９％、イソ−ブタンが１．０％、ｎ−ブタンが１．１％、ペンタンが０．８％、残りは窒素と二酸化炭素である。硫黄含有ガスも時々存在する。

天然ガスを液化するための多くの方法が知られている。例えば、そのような数多くの方法を概観するために、Finn, Adrian J., Grant L. Johnson, and Terry R. Tomlinson, "LNG Technology for Offshore and Mid-Scale Plants", Proceedings of the Seventy-Ninth Annual Convention of the Gas Processors Association, pp. 429-450, Atlanta, Gerogia, March 13-15, 2000 及び Kikkawa, Yoshitsugi, Masaaki Ohishi, and Noriyoshi Nozawa, "Optimize the Power System of Baseload LNG Plant", Proceedings of the Eightieth Annual Convention of the Gas Processors Association, San Antonio, Texas, March 12-14を参照のこと。米国特許第4,445,917号；第4,525,185号；第4,545,795号；第4,755,200号；第5,291,736号；第5,363,655号；第5,365,740号；第5,600,969号；第5,615,561号；第5,651,269号；第5,755,114号；第5,893,274号；第6,014,869号；第6,062,041号；第6,119,479号；第6,125,653号；第6,250,105 B1号；第6,269,655 B1号；第6,272,882 B1号；第6,308,531 B1号；第6,324,867 B1号；第6,347,532 B1号；及び、2002年6月4日付で出願された本出願人の同時係属する米国特許出願第10/161,780号にも関連の方法が記載されている。これらの方法には一般に、天然ガスを精製（水や、二酸化炭素及び硫黄化合物のような問題となる化合物の除去による）、冷却、凝縮及び膨張する工程が含まれる。天然ガスの冷却及び凝縮は、多くの様々な方法で行うことができる。「カスケード冷却」は、連続的に低下する沸点を有する幾つかの冷媒、例えばプロパン、エタン及びメタンと、天然ガスとの熱交換を用いる。別の方法として、この熱交換は、幾つかの異なる圧力レベルで冷媒を蒸発することにより単一の冷媒を用いて行うことができる。「多成分冷却」は、多数の単一成分冷媒の代わりに、幾つかの冷媒成分からなる１種又はそれより多い冷媒流体と、天然ガスとの熱交換を用いる。天然ガスの膨張は等エンタルピー的（例えば、ジュール−トムソン膨張を用いる）及び等エントロピー的（例えば、仕事−膨張タービンを用いる）のいずれでも行うことができる。

天然ガス流れを液化するために用いられる方法に関係なく、メタンに富む流れを液化する前に、メタンよりも重い炭化水素のかなりの部分を除去する必要があるのが一般的である。この炭化水素除去工程の理由には、ＬＮＧ流れの発熱量及びこれらの重質炭化水素成分の生成物としての価値を調節する必要性を含めた多くの理由がある。あいにく、これまで炭化水素除去工程の効率についてはほとんど注目されてこなかった。

本発明によれば、炭化水素除去工程をＬＮＧ液化プロセスに注意深く組み込むと、従来技術の方法よりもかなり少ない使用エネルギーで、ＬＮＧ及び個々の重質炭化水素液体生成物の両方を生成できることを見出した。本発明は、より低圧で適用することができるが、供給材料ガスを４００〜１５００ｐｓｉａ［２，７５８〜１０，３４２ｋＰａ（ａ）］以上で処理するとき特に有利である。

本発明のよりよい理解のために、以下の実施例及び図面を参照する。
図に関する以下の説明において、表は代表的な方法条件について計算した流量の概要を示す。本明細書中に示す表において、流量の値（モル／時）は便宜上最も近い整数で表す。表に示す全体の流れの流量はすべての非炭化水素成分を含み、従って、炭化水素成分に対する流れの流量の合計よりも一般に大きい。表示温度は最も近い温度にまとめたおおよその値である。また、図に示したプロセスを比較するために行ったプロセス設計計算は、周囲からプロセスへの（又はプロセスから周囲への）熱漏れがないという仮定に基づくことに留意すべきである。商業的に入手しうる絶縁材料の質により、これは非常に妥当な仮定であり、かつ当業者によって典型的に行われるものである。

便宜上、プロセスパラメーターは伝統的な英国単位及び国際単位系（ＳＩ）の単位の両方で示す。表にあるモル流量はポンドモル／時又はｋｇモル／時のいずれかとして示す。馬力（ＨＰ）及び／又は１０００英国熱単位／時（ＭＢＴＵ／Ｈｒ）として示されるエネルギー消費は、ポンドモル／時での記載のモル流量に相当する。キロワット（ｋＷ）として示されるエネルギー消費は、ｋｇモル／時の記載のモル流量に相当する。ポンド／時（Ｌｂ／Ｈｒ）として示される生産量は、ポンドモル／時での記載のモル流量に相当する。ｋｇ／時（ｋｇ／Ｈｒ）として示される生産量は、ｋｇモル／時での記載のモル流量に相当する。

本発明の説明
図１を参照する。天然ガス供給流れ中において大部分のプロパン及び重質成分を含有するＬＰＧ同時生成物を生産することが望ましい場合の本発明による方法をまず説明する。本発明のこのシミュレーションでは、入口ガスはプラントに９０°Ｆ［３２℃］及び１２８５ｐｓｉａ［８，８６０ｋＰａ（ａ）］で流れ３１として入る。入口ガスが、生成物流れが規格を満たす妨げとなるような濃度の二酸化炭素及び／又は硫黄化合物を含有する場合、これらの化合物は供給ガスの適切な前処理（図示せず）によって除去される。さらに、供給流れは、通常、極低温条件下での水和物（氷）形成を妨げるために脱水される。固体乾燥剤がこの目的に典型的に用いられている。

供給流れ３１は、１４°Ｆ［−２６℃］にて冷媒流れ及びフラッシュされた分離器液（流れ４０ａ）との熱交換によって熱交換器１０で冷却される。すべての場合において、熱交換器１０は、多数の個々の熱交換器、又は単一のマルチパス熱交換器、あるいはそれらの組み合わせのいずれかに相当することに留意すべきである。（表示された冷却に１つ又はそれより多いの熱交換器を使用するかどうかの決定は、限定されないが、入口ガス流量、熱交換器サイズ、流れの温度等を含む多くの要因による。）冷却された流れ３１ａは分離器１１へ２３°Ｆ［−５℃］及び１２７８ｐｓｉａ［８，８１２ｋＰａ（ａ）］で入り、そこで、蒸気（流れ３２）は凝縮液（流れ３３）から分離される。

分離器１１からの蒸気（流れ３２）は２つの流れ、３４及び３６に分割され、流れ３４は蒸気全体の約４２％を含む。状況によっては、流れ３４と凝縮液のいくらかの部分を組合わせて流れ３５を形成するのが好都合であるかもしれないが、このシミュレーションでは流れ３９の流れはない。複合流れ３５は、冷媒流れ７１ｅとの熱交換関係にある熱交換器１３を通過して、流れ３５ａは冷却されそして実質的に凝縮される。−９０°Ｆ［−６８℃］の実質的に凝縮された流れ３５ａは精留塔１９の操作圧（約４５０ｐｓｉａ［３，１０３ｋＰａ（ａ）］）より少し上の圧力に適切な膨張装置、例えば膨張バルブ１４によりフラッシュ膨張される。膨張の間、流れの一部は蒸発して、流れ全体を冷却する。図１に示す方法では、膨張バルブ１４を出る膨張させた流れ３５ｂは−１２３°Ｆ［−８６℃］の温度に達する。膨張させた流れ３５ｂは、精留塔１９の分別段階から上昇する蒸気蒸留流３７を冷却及び部分凝縮しながら、熱交換器２１中で−７８°Ｆ［−６１℃］に温められ、さらに蒸発する。温めた流れ３５ｃは次に、精留塔１９の脱エタン区分１９ｂの上部中央供給位置で供給される。

分離器１１からの蒸気の残りの５８％（流れ３６）はワークエクスパンジョンマシーン１５に入り、そこで、機械的エネルギーがこの部分の高圧供給流れから抽出される。マシーン１５は蒸気を約１２７８ｐｓｉａ［８，８１２ｋＰａ（ａ）］の圧力から塔操作圧に実質的に等エントロピー的に膨張させ、ワークエクスパンジョンは膨張させた流れ３６ａを約−５７°Ｆ［−４９℃］の温度に冷却する。一般に商業的に入手しうるエキスパンダーは、理想的等エントロピー膨張で理論的に利用可能な仕事の８０〜８５％程度を取り戻すことが可能である。回収された仕事は、例えば、塔オーバーヘッドガス（流れ４９）の再圧縮に用いることができる遠心圧縮機（例えば部品１６）を動かすのにしばしば用いられる。膨張されそして部分的に凝縮された流れ３６ａは、供給流れとして蒸留塔１９へ下部中央塔供給ポイントで供給される。分離器液（流れ３３）の残りの部分である流れ４０は、膨張バルブ１２によって脱エタン塔１９の操作圧より少し上の圧力にフラッシュ膨張され、−１４°Ｆ［−２６℃］に冷却され（流れ４０ａ）、上記のように入ってくる供給ガスを冷却する。原状では７５°Ｆ［２４℃］の流れ４０ｂはその後、脱エタン塔１９へ第２下部中央塔供給位置で入る。

精留塔１９中の脱エタン塔は、間隔を置いて垂直に配置された多数のトレー、１つ又はそれより多いの充填床、又はトレーと充填物とのいくつかの組み合わせを含む一般的な蒸留塔である。天然ガス処理プラントの場合しばしばそうであるように、精留塔は２つの区分からなりうる。上部区分１９ａは分離器であり、そこで、頂部供給材料はそれぞれの蒸気及び液体部分に分けられ、そして下部蒸留又は脱エタン区分１９ｂから上昇する蒸気は頂部供給材料の蒸気部分（もしあるならば）と一緒になって塔の頂部から出る脱エタン塔オーバーヘッド蒸気（流れ３７）を形成する。下部の脱エタン区分１９ｂはトレー及び／又は充填物を含み、流れ下る冷液と上昇する蒸気との間の必要な接触を提供する。脱エタン区分はまた、塔を流れ下る液体部分を加熱及び蒸発させて塔の上方に流れるストリッピング蒸気を提供する１つ又はそれより多いのリボイラー（例えばリボイラー２０）を含む。液体生成物流れ４１は、底部生成物のモル基準で０．０２０：１のエタン対プロパンの一般的な規格に基づいて、塔の底部を２１３°Ｆ［１０１℃］で出る。

オーバーヘッド蒸留流れ３７は脱エタン塔１９を−７３°Ｆ［−５９℃］で出て、前記のように還流冷却器２１中で冷却され、部分的に凝縮される。部分的に凝縮された流れ３７ａは還流ドラム２２を−９４°Ｆ［−７０℃］で入り、そこで、凝縮液（流れ４４）は非凝縮蒸気（流れ４３）から分離される。凝縮液（流れ４４）はポンプ２３によって脱エタン塔１９の頂部供給位置へ還流流れ４４ａとして送られる。

脱エタン区分が精留塔の下部を形成するとき、還流冷却器２１は図２に示すように塔１９の上の塔内部に位置しうる。蒸留流れはその後、塔の分別段階より上の塔で冷却及び分離されるので、これによって還流ドラム２２及び還流ポンプ２３は必要なくなる。あるいは、図１の還流冷却器２１の代わりにデフレグメーター（例えば、図３におけるデフレグメーター２１）を用いると、還流ドラム及び還流ポンプは必要なくなり、これは脱エタン塔の上部区分におけるこれらに代わる同時分別段階も提供する。デフレグメーターをプラントにグレードレベルで置くならば、それは蒸気／液体分離器に接続され、分離器中で集められた液体は蒸留塔の頂部へ送られる。還流冷却器を塔の内部に含めるか、デフレグメーターを用いるかの決定は、プラントの大きさ及び必要とされる熱交換器表面による。

還流ドラム２２からの非凝縮蒸気（流れ４３）は熱交換器２４中で９３°Ｆ［３４℃］に温められ、一部（流れ４８）はその後、取り出されて、プラント用の燃料ガスとして働く。（取り出さなければならない燃料ガスの量は、プラントのガス圧縮機、例えばこの例では冷媒圧縮機６４、６６及び６８を動かすエンジン及び／又はタービンに必要な燃料によって決まる。）温められた蒸気の残り（流れ４９）はエクスパンジョンマシーン１５、６１及び６３により動く圧縮機１６によって圧縮される。放出冷却器２５で１００Ｆ［３８℃］に冷却された後、流れ４９ｂは冷たい蒸気、流れ４３との相互交換により熱交換器２４中で−８３°Ｆ［−６４℃］にさらに冷却される。

流れ４９ｃはその後、熱交換器６０へ入り、冷媒流７１ｄにより−２５５°Ｆ［−１６０℃］にさらに冷却されて、凝縮され、二次冷却され、その後、ワークエクスパンジョンマシーン６１に入り、そこで、機械的エネルギーが流れから抽出される。マシーン６１は液体流４９ｄを約５９３ｐｓｉａ［４，０８５ｋＰａ（ａ）］から大気圧の少し上のＬＮＧ貯蔵圧（１５．５ｐｓｉａ［１０７ｋＰａ（ａ）］へ実質的に等エントロピー的に膨張させる。ワークエクスパンジョンは膨張された流れ４９ｅを約−２５６°Ｆ［−１６０℃］の温度に冷却し、その後、流れはＬＮＧ生成物（流れ５０）を収容するＬＮＧ貯蔵タンク６２へ送られる。

流れ３５及び４９ｃの冷却のすべては閉鎖サイクル冷却回路によって行われる。このサイクルのための作動流体は炭化水素と窒素の混合物であり、混合物の組成は必要に応じて調整されて、利用可能な冷却媒質を用い妥当な圧力で凝縮すると同時に、必要な冷媒温度を提供する。この場合、冷却水での凝縮とし、窒素、メタン、エタン、プロパン、及び重質炭化水素からなる冷媒混合物が図１の方法のシミュレーション用でいられる。おおよそのモル％での流れの組成は、８．７％窒素、３１．７％メタン、４７．０％エタン及び８．６％プロパン、そして残余の重質炭化水素である。

冷媒流７１は放出冷却器６９を１００°Ｆ［３８℃］及び６０７ｐｓｉａ［４，１８５ｋＰａ（ａ）］で出る。それは熱交換器１０へ入り、部分的に温められた膨張冷媒流れ７１ｆによって及び他の冷媒流れによって−３４°Ｆ［−３７℃］に冷却され、部分的に凝縮される。図１のシミュレーションでは、これら他の冷媒流れは３つの異なる温度及び圧力レベルにおける商業的品質のプロパン冷媒であるとした。部分的に凝縮された冷媒流れ７１ａは、部分的に温められ膨張された冷媒流れ７１ｅによってさらに−９０°Ｆ［−６８℃］に冷却され、さらに凝縮されるために（流れ７１ｂ）熱交換器１３に入る。冷媒は凝縮され、そして膨張された冷媒流れ７１ｄによって熱交換器６０で−２５５°Ｆ［−１６０℃］に二次冷却される。二次冷却された液体流れ７１ｃはワークエクスパンジョンマシーン６３に入り、そこで、約５８６ｐｓｉａ［４，０４０ｋＰａ（ａ）］の圧力から約３４ｐｓｉａ［２３４ｋＰａ（ａ）］の圧力に実質的に等エントロピー的に膨張されるにつれて、機械的エネルギーがこの流れから抽出される。膨張の間、流れの一部は蒸発して、全体の流れを−２６４°Ｆ［−１６４℃］に冷却する（流れ７１ｄ）。膨張された流れ７１ｄは次に熱交換器６０、１３及び１０に入り、そこで、蒸発及び過熱されながら流れ４９ｃ、流れ３５及び冷媒（流れ７１、７１ａ及び７１ｂ）を冷却する。

過熱された冷媒蒸気（流れ７１ｇ）は熱交換器１０を９０°Ｆ［３２℃］で離れ、３段階で６１７ｐｓｉａ［４，２５４ｋＰａ（ａ）］に圧縮される。３つの各圧縮段階（冷媒圧縮機６４、６６及び６８）は補充電源で動き、圧縮熱を除く冷却器（放出冷却器６５、６７及び６９）が後に続く。放出冷却器６９からの圧縮された流れ７１は熱交換器１０へ戻ってサイクルが完了する。

図１に示す方法の流れの流量とエネルギー消費の概要は次表に示す：

ＬＮＧ生産法の効率は必要とされる「比動力（電力）消費」を用いて一般に比較され、これは全冷却圧縮動力対全液体生成量の比率である。ＬＮＧ生産の従来法の比動力（電力）消費について公表された情報は０．１６８ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．２７６ｋＷ−Ｈｒ／ｋｇ］〜０．１８２ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．３００ｋＷ−Ｈｒ／ｋｇ］であり、これはＬＮＧ生産プラントの３４０日／年の循環時ファクターに基づくと考えられる。同じ基準で、本発明の図１態様の比動力（電力）消費は０．１４８ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．２４３ｋＷ−Ｈｒ／ｋｇ］であり、これは従来法を１４〜２３％越える効率の改善である。

本発明の効率の改善理由を説明する要因は主に２つある。第１の要因は、この実施例で考えられるような高圧ガス流を適用したときの液化プロセスの熱力学を調べることによって理解することができる。この流れの主成分はメタンであるため、メタンの熱力学的性質を用いて、従来法で用いられる液化サイクル対本発明で用いられるサイクルを比較することができる。図４はメタンの圧力−エンタルピー状態図である。たいていの従来法の液化サイクルでは、ガス流のすべての冷却は、流れが高圧にある（相Ａ−Ｂ）間に行われ、その後、流れはＬＮＧ貯蔵容器の圧力（大気圧より少し上）に膨張される（相Ｂ−Ｃ）。この膨張工程はワークエクスパンジョンマシーンを用いてもよく、これは理想的等エントロピー膨張で理論的に利用できる７５〜８０％程度の仕事を回収することが一般的に可能である。簡略化のために、完全等エントロピー膨張を経路Ｂ−Ｃについて図４に示す。それでも、定エントロピーのラインが状態図の液体領域でほぼ垂直であるので、このワークエクスパンジョンによるエンタルピー減少は極めて小さい。

これを本発明の液化サイクルと対照する。高圧での部分冷却後（経路Ａ−Ａ’）、ガス流は中間圧にワークエクスパンドされる（経路Ａ’−Ａ”）。（さらにまた、完全等エントロピー膨張を簡略化のために示す。）残りの冷却は中間圧で行われ（経路Ａ”−Ｂ’）、流れは次にＬＮＧ貯蔵容器の圧力に膨張される（経路Ｂ’−Ｃ）。定エントロピー勾配のラインは状態図の蒸気領域ではそれほど急ではないので、本発明の第１ワークエクスパンジョン工程（経路Ａ’−Ａ”）によってかなりより大きなエンタルピー減少が生じる。従って、本発明に必要な冷却の総量（経路Ａ−Ａ’及び経路Ａ”−Ａ”の合計）は従来法に必要な冷却（経路Ａ−Ｂ）より少なく、ガス流の液化に必要な冷却（及び従って冷却圧縮）が少なくなる。

本発明の効率改善理由を説明する第２の要因は、より低い操作圧での炭化水素蒸留システムのすぐれた性能である。たいていの従来法における炭化水素除去工程は、冷炭化水素液を吸収剤流れとして用いて重質炭化水素を入口ガス流れから除去するスクラブ塔を一般に用い、高圧で行われる。高圧でのスクラブ塔の操作は、ガス流からのメタン及びエタンのかなりの部分を同時吸収することになり、吸収剤液からその後ストリップし、冷却してＬＮＧ生成物の一部にしなければならないので非常に非効率的である。本発明では炭化水素除去工程は中圧で行われ、そこでは、気液平衡がずっと有利であり、その結果、同時生成物液体流中の望ましい重質炭化水素が非常に効率的に回収される。

その他の態様
本発明があらゆる種類のＬＮＧ液化プラントに適合させて、ＮＧＬ流れ、ＬＰＧ流れ又は凝縮流れの同時生成を一定のプラント配置での求めにできるだけ合うようにすることが可能なことは当業者にとって明らかなことであろう。さらに、様々なプロセス形態を液体同時生成物流れの回収に用いうることも明らかであろう。本発明は、ＬＰＧ同時生成物を前記のように生成するのではなく、供給ガス中に存在するＣ_２成分のかなりの部分を含むＮＧＬ流れを回収する、あるいは供給ガス中に存在するＣ_４成分及び重質成分のみを含有する凝縮流れを回収するのに適合させることができる。

図１は、表示処理条件に対する本発明の好ましい態様を示す。図５〜１０は、個々の適用について考えられる本発明の代替的な態様を示す。供給ガス中の重質炭化水素の量及び供給ガス圧により、熱交換器１０を出る冷却された供給流れ３１ａはいかなる液体も含まず（それはその露点より上であるため、あるいはそのクリコンデンバール（cricondenbar）より上であるため）、その結果、図１及び６〜１０に示す分離器１１は必要なく、そして冷却された供給流れは適切な膨張装置、例えばワークエクスパンジョンマシーン１５に直接流れることができる。入口ガスがこれまで記載のものより豊富である場合、図５に示すような本発明の態様を用いうる。凝縮液流れ３３は熱交換器１８を通過し、２つの部分に分かれる。第１の部分（流れ４０）は膨張バルブ１２を通過し、そこで、圧力がほぼ蒸留塔１９の圧力に減少しながら、フラッシュ蒸発のための膨張を行う。膨張バルブ１２からの冷たい流れ４０ａは熱交換器１８を通過し、そこで、前記のように流れ３３の二次冷却に用いられながら、部分的に温められる。部分的に温められた流れ４０ｂは熱交換器１０でさらに温められ、精留塔１９の下部中央供給位置へ流れる。依然として高圧の第２の液体部分（流れ３９）は（１）分離器１１からの蒸気流れの一部３４と組み合わされるか、あるいは（２）実質的に縮合された流れ３５ａと組み合わされるか、あるいは（３）膨張バルブ１７で膨張され、そしてその後、精留塔１９へ上部中央供給位置で供給されるか、又は膨張された流れ３５ｂと一緒になる。あるいは、流れ３９の部分はこれまで記載された及び図５に示された流路のいずれか又はすべてをたどってもよい。

凝縮及び二次冷却のために熱交換器６０へ供給される前、液体同時生成物流れ（図１及び６〜１０の流れ４３）の回収後に残ったガス流れの処置は多くの方法で行うことができる。図１の方法では、流れは加熱され、１つ又はそれより多いのワークエクスパンジョンマシーンから得られるエネルギーを用いてより高圧に圧縮され、放出冷却器で部分的に冷却され、そして源流との相互交換によってさらに冷却される。図６に示すように、いくつかの適用では、例えば外部電源によって動く補充圧縮機５９を用いて、より高圧に流れを圧縮するのが適しているかもしれない。図１の点線の装置（熱交換器２４及び放出冷却器２５）で示すように、状況によっては熱交換器６０に入る前に圧縮された流れ６０の予備冷却を減じるか又はなくすことによって設備の資本コストを少なくするのが好ましいかもしれない（熱交換器６０の冷却負荷の増加及び冷媒圧縮機６４、６６及び６８の電力消費の増加を犠牲にして）。そのような場合、圧縮機を出る流れ４９ａは図７に示すように熱交換器２４へ直接流れるか、あるいは図８に示すように熱交換器６０へ直接流れる。ワークエクスパンジョンマシーンが高圧供給ガスのどの部分の膨張にも使用されないならば、外部電源で動く圧縮機、例えば図９に示す圧縮機５９が圧縮機１６の代わりに用いられてもよい。他の状況は流れのどのような圧縮もまったく正当化せず、そのため流れは図１０に示すように、そして図１の点線の装置（熱交換器２４、圧縮機１６及び放出冷却器２５）によって熱交換器６０へ直接流れる。プラント燃料ガス（流れ４８）が取り出される前に、流れを加熱する熱交換器２４が含まれないならば、図８〜１０に示すように必要な熱を供給するユーティリティ流又は他のプロセス流れを用いて消費前に燃料ガスを温める補充ヒーター５８が必要であるかもしれない。ガス組成、プラントサイズ、望ましい同時生成物流回収レベル、及び利用可能な装置のような要件はすべて考慮しなければならないので、これらのような選択は適用ごとに一般に評価しなければならない。

本発明では、ＬＮＧ生成区分への入口ガス流及び供給流は多くの方法で行いうる。図１及び５〜１０の方法では、入口ガス流れ３１は外部冷媒流及びフラッシュされた分離器液によって冷却及び凝縮される。しかしながら、冷たいプロセス流れを用いて高圧冷媒（流れ７１ａ）への冷却のいくらかを供給することもできる。さらに、冷却される流れよりも冷たい温度のどのような流れも用いうる。例えば、精留塔１９からの蒸気のサイドドローを引き出し、そして冷却に用いることができる。特定の熱交換用のプロセス流れ選択と同様に、プロセス熱交換用の塔液体及び／又は蒸気の使用及び分配、並びに入口ガス及び供給ガス冷却用熱交換器の個々の配置は、個々の適用ごとに評価しなければならない。冷却源の選択は、限定されないが、供給ガス組成及び状態、プラントサイズ、熱交換器サイズ、潜在的な冷却源温度等を含む多くの要素に基づく。上記の冷却源又は冷却法のどのような組み合わせも望ましい供給流れ温度を得るのに用いうることは、当業者とって明らかであろう。

さらに、入口ガス流れ及びＬＮＧ生成区分への供給流れへ供給される補充外部冷却も多くの様々な方法で行われる。図１及び６〜１０では、高レベル外部冷却に沸騰単一成分冷媒が考えられ、低レベル外部冷却に気化多成分冷媒が考えられ、単一成分冷媒は多成分冷媒流の予備冷却に用いられる。あるいは、高レベル冷却及び低レベル冷却のいずれも、連続的に低くなる沸点を有する単一成分冷媒を用いて（すなわち、「カスケード冷却」）、あるいは連続的に低くなる蒸発圧で単一成分冷媒を用いて行うことができる。別の方法として、高レベル冷却及び低レベル冷却のいずれも、必要な冷却温度をもたらすように調整したそれぞれの組成を有する多成分冷媒流を用いて行うことができる。外部冷却法の選択は、限定されないが、供給ガス組成及び状態、プラントサイズ、圧縮機ドライバーサイズ、熱交換器サイズ、周囲冷却用放熱器温度等を含む多くの要素に基づく。上記の外部冷却法のどのような組み合わせも望ましい供給流温度を得るのに用いうることは、当業者とって明らかであろう。

熱交換器６０を出る凝縮された液体流れ（図１の流れ４９ｄ、図６の流れ４９ｅ、図７の流れ４９ｃ、図８及び９の流れ４９ｂ、並びに図１０の流れ４９ａ）の二次冷却は、ＬＮＧ貯蔵タンク６２の操作圧へ流れを膨張させる間に生じうるフラッシュ蒸気の量を減じるかあるいはなくす。これによって、フラッシュガス圧縮を不必要にすることによって、ＬＮＧ生成のための比出力消費が一般に減少する。しかしながら、状況によっては熱交換器６０の大きさを小さくすることによって、及びフラッシュガス圧縮又は生じうるフラッシュガスを処理する他の手段を用いることによって、設備の資本コストを減じることが好ましいかもしれない。

個々の流れの膨張は具体的な膨張装置で示されているが、適切ならば別の膨張手段を用いてもよい。例えば、条件が実質的に凝縮された供給流れ（図１及び５〜１０の流れ３５ａ）のワークエクスパンジョンを保証してもよい。さらに、等エンタルピー的フラッシュ膨張を、熱交換器６０を出る二次冷却された液体流れ（図１の流れ４９ｄ、図６の流れ４９ｅ、図７の流れ４９ｃ、図８及び９の流れ４９ｂ、並びに図１０の流れ４９ａ）のワークエクスパンジョンの代わりに用いてもよいが、膨張時にフラッシュ蒸気が形成されるのを避けるために熱交換器６０でさらに二次冷却するか、あるいはフラッシュ蒸気圧縮機又は生じるフラッシュ蒸気を処理する他の手段を加える必要がある。同様に、等エンタルピー的フラッシュ膨張を、熱交換器６０を出る二次冷却された高圧冷媒流れ（図１及び６〜１０の流れ７１ｃ）のワークエクスパンジョンの代わりに用いてもよく、冷媒を圧縮するための電力消費は増加する。

本発明の好ましい態様と考えられるものについて説明してきたが、請求項に定めるような本発明の精神から逸脱することなく別に及びさらに変更しうること、例えば、本発明を様々な条件、供給流れの種類、又は他の要件に適合させうることは、当業者にとって明らかであろう。

図１は、本発明にしたがったＬＰＧの同時生産に適合させた天然ガス液化プラントの流れ図である。図２は、本発明の方法で用いうる代替的な分別系の流れ図である。図３は、本発明の方法で用いうる代替的な分別系の流れ図である。図４は、従来技術の方法を超える本発明の利点を説明するために用いるメタンの圧力−エンタルピー状態図である。図５は、本発明にしたがった液体流れの同時生産に適合させた代替的な天然ガス液化プラントの流れ図である。図６は、本発明にしたがった液体流れの同時生産に適合させた代替的な天然ガス液化プラントの流れ図である。図７は、本発明にしたがった液体流れの同時生産に適合させた代替的な天然ガス液化プラントの流れ図である。図８は、本発明にしたがった液体流れの同時生産に適合させた代替的な天然ガス液化プラントの流れ図である。図９は、本発明にしたがった液体流れの同時生産に適合させた代替的な天然ガス液化プラントの流れ図である。図１０は、本発明にしたがった液体流れの同時生産に適合させた代替的な天然ガス液化プラントの流れ図である。

Claims

メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法であって、
（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し；そして
（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する
前記方法において、
（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多い冷却工程において処理し；
（２）前記冷却し天然ガス流れを少なくとも第１のガス状流れ及び第２のガス状流れに分割し；
（３）前記第１のガス状流れを冷却して実質的にそのすべてを凝縮させ、その後、中圧まで膨張させ；
（４）前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを、蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れとの熱交換に送り、それによって温め；
（５）前記第２のガス状流れを前記中圧まで膨張させ；
（６）前記膨張させ温めた第１のガス状流れ及び前記膨張させた第２のガス状流れを、前記蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを、前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する揮発性の低い留分とに分離し；
（７）前記揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れによって充分に冷却して、部分的に凝縮させ、その後、分離して、前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し；
（８）前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔へ送り；そして
（９）前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって前記凝縮流れを形成する
という改良がなされた前記方法。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法であって、
（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し；そして
（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する
前記方法において、
（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多い冷却工程において処理して部分的に凝縮させ；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを分離して、それによって蒸気流れと液体流れとを提供し；
（３）前記蒸気流れを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割し；
（４）前記第１のガス状流れを冷却して、実質的にそのすべてを凝縮させ、その後、中圧まで膨張させ；
（５）前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを、蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れとの熱交換に送り、それによって温め；
（６）前記第２のガス状流れを前記中圧まで膨張させ；
（７）前記液体流れを前記中圧まで膨張させ；
（８）前記膨張させ温めた第１のガス状流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させた液体流れとを前記蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを、前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離し；
（９）前記揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れによって充分に冷却して、部分的に凝縮させ、その後、分離して、前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し；
（１０）前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔へ送り；そして
（１１）前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって前記凝縮流れを形成する
という改良がなされた前記方法。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法であって、
（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し；そして
（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する
前記方法において、
（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多い冷却工程において処理して部分的に凝縮させ；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを分離して、それによって蒸気流れと液体流れとを提供し；
（３）前記蒸気流れを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割し；
（４）前記第１のガス状流れを前記液体流れの少なくとも一部と組合わせ、それによって複合流れを形成し；
（５）前記複合流れを冷却して、実質的にそのすべてを凝縮させ、その後、中圧まで膨張させ；
（６）前記実質的に凝縮させ膨張させた複合流れを、蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れとの熱交換に送り、それによって温め；
（７）前記第２のガス状流れを前記中圧まで膨張させ；
（８）前記液体流れの残りのすべての部分を前記中圧まで膨張させ；
（９）前記膨張させ温めた複合流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させた液体流れの残りの部分とを前記蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離し；
（１０）前記揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記実質的に凝縮させ膨張させた複合流れによって充分に冷却し、部分的に凝縮させ、その後、分離して、前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し；
（１１）前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔へ送り；そして
（１２）前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって前記凝縮流れを形成する
という改良がなされた前記方法。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法であって、
（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し；そして
（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する
前記方法において、
（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多いの冷却工程において処理して、部分的に凝縮させ；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを分離して、それによって蒸気流れと液体流れとを提供し；
（３）前記蒸気流れを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割し；
（４）前記第１のガス状流れを冷却して、実質的にそのすべてを凝縮させ、その後、中圧まで膨張させ；
（５）前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを、前記蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れとの熱交換に送り、それによって温め；
（６）前記第２のガス状流れを前記中圧まで膨張させ；
（７）前記液体流れを冷却して、その後、少なくとも第１の部分と第２の部分とに分割し；
（８）前記第１の部分を前記中圧まで膨張させ、その後、温め；
（９）前記第２の部分を前記中圧まで膨張させ；
（１０）前記膨張させ温めた第１のガス状流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させ温めた第１の部分と、前記膨張させた第２の部分とを前記蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離し；
（１１）前記揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れによって充分に冷却し、部分的に凝縮させ、その後、分離して、前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し；
（１２）前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔へ送り；そして
（１３）前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって前記凝縮流れを形成する
という改良がなされた前記方法。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法であって、
（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し；そして
（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する
前記方法において、
（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多いの冷却工程において処理して、部分的に凝縮させ；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを分離して、それによって蒸気流れと液体流れとを提供し；
（３）前記蒸気流れを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割し；
（４）前記第１のガス状流れを冷却して、実質的にそのすべてを凝縮させ；
（５）前記液体流れを冷却し、その後、少なくとも第１の部分と第２の部分とに分割し；
（６）前記第１の部分を中圧まで膨張させ、その後、温め；
（７）前記第２の部分を前記実質的に凝縮させた第１のガス状流れと組合わせ、それによって複合流れを形成し、その後、前記複合流れを前記中圧まで膨張させ；
（８）前記膨張させた複合流れを、蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れとの熱交換に送り、それによって温め；
（９）前記第２のガス状流れを前記中圧まで膨張させ；
（１０）前記膨張させ温めた複合流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させ温めた第１の部分とを蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離し；
（１１）前記揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記膨張させた複合流れによって充分に冷却して、部分的に凝縮させ、その後、分離して、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し；
（１２）前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔へ送り；そして
（１３）前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって前記凝縮流れを形成する
という改良がなされた前記方法。
蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の部分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項１に記載の方法。
蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の部分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項２に記載の方法。
蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の部分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項３に記載の方法。
蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の部分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項４に記載の方法。
蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の部分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項５に記載の方法。
揮発性の高い蒸気蒸留流れを、デフレグメーター中で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが該デフレグメーターから蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項１に記載の方法。
揮発性の高い蒸気蒸留流れを、デフレグメーター中で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが該デフレグメーターから蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項２に記載の方法。
揮発性の高い蒸気蒸留流れを、デフレグメーター中で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが該デフレグメーターから蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項３に記載の方法。
揮発性の高い蒸気蒸留流れを、デフレグメーター中で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが該デフレグメーターから蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項４に記載の方法。
揮発性の高い蒸気蒸留流れを、デフレグメーター中で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが該デフレグメーターから蒸留塔の頂部分別段階へ流れる、請求項５に記載の方法。
揮発性残留ガス留分を圧縮し、その後、加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成する、請求項１、２、３、４、５、６、７、８、９、１０、１１、１２、１３、１４又は１５に記載の方法。
揮発性残留ガス留分を加熱し、圧縮し、その後、加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成する、請求項１、２、３、４、５、６、７、８、９、１０、１１、１２、１３、１４又は１５に記載の方法。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項１、２、３、４、５、６、７、８、９、１０、１１、１２、１３、１４又は１５に記載の方法。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項１６に記載の方法。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項１７に記載の方法。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分及びＣ_３成分を含有する、請求項１、２、３、４、５、６、７、８、９、１０、１１、１２、１３、１４又は１５に記載の方法。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分及びＣ_３成分を含有する、請求項１６に記載の方法。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分及びＣ_３成分を含有する、請求項１７に記載の方法。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための装置であって、
（１）前記天然ガス流れを受容し、それを加圧下で冷却する、１つ又はそれより多いの第１熱交換手段；
（２）前記冷却させた天然ガス流れを受容し、それを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割する、前記第１熱交換手段に接続された分割手段；
（３）前記第１のガス状流れを受容し、それを充分に冷却して実質的に凝縮させる、前記分割手段に接続された第２熱交換手段；
（４）前記実質的に凝縮させた第１のガス状流れを受容し、それを中圧まで膨張させる、前記第２熱交換手段に接続された第１膨張手段；
（５）前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、前記第１膨張手段に接続された第３熱交換手段、前記第３熱交換手段は蒸留塔へさらに接続されて、前記蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させる；
（６）前記第２のガス状流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記分割手段に接続された第２膨張手段；
（７）前記膨張させ加熱した第１のガス状流れと、前記膨張させた第２のガス状流れとを受容する、前記第３熱交換手段と、前記第２膨張手段とにさらに接続されている蒸留塔、前記蒸留塔は、これらの流れを、前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離するように適合されている；
（８）前記冷却し部分的に凝縮させた蒸留流れを受容し、それを前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとに分離する、前記第３熱交換手段に接続された分離手段、前記分離手段は、前記蒸留塔にさらに接続されて、前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔に送る；
（９）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記分離手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている；
（１０）前記凝縮流れを受容し、それを低圧に膨張して、前記液化天然ガス流れを形成する、前記第４熱交換手段に接続された第３膨張手段；
（１１）前記蒸留塔への供給流れの量及び温度を調節して、前記蒸留塔のオーバーヘッド温度を、前記重質炭化水素成分の大部分が前記比較的揮発性の低い留分中に回収される温度に維持するように適合された制御手段
を含む装置。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための装置であって、
（１）前記天然ガス流れを受容し、それを加圧下で充分に冷却して、部分的に凝縮させる、１つ又はそれより多い第１熱交換手段；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを受容し、それを蒸気流れと液体流れとに分離する、前記第１熱交換手段に接続された第１分離手段；
（３）前記蒸気流れを受容し、それを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割する、前記第１熱交換手段に接続された分割手段；
（４）前記第１のガス状流れを受容し、それを充分に冷却して実質的に凝縮させる、前記分割手段に接続された第２熱交換手段；
（５）前記実質的に凝縮させた第１のガス状流れを受容し、それを中圧まで膨張させる、前記第２熱交換手段に接続させた第１膨張手段；
（６）前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、前記第１膨張手段に接続された第３熱交換手段、前記第３熱交換手段は、蒸留塔にさらに接続されて、前記蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して、部分的に凝縮させる；
（７）前記第２のガス状流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記分割手段に接続された第２膨張手段；
（８）前記液体流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記第１分離手段に接続された第３膨張手段；
（９）前記膨張させ加熱した第１のガス状流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させた液体流れとを受容する、前記第３熱交換手段と、前記第２膨張手段と、前記第３膨張手段とにさらに接続されている蒸留塔、前記蒸留塔は、これらの流れを、前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離するように適合されている；
（１０）前記冷却し部分的に凝縮させた蒸留流れを受容し、それを前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとに分離する、前記第３熱交換手段に接続された第２分離手段、前記第２分離手段は、前記蒸留塔にさらに接続されて、前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔へ送る；
（１１）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記第２分離手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている；
（１２）前記凝縮流れを受容し、それを低圧まで膨張させて、前記液化天然ガス流れを形成する、前記第４熱交換手段に接続された第４膨張手段；
（１３）前記蒸留塔への供給流れの量及び温度を調節して、前記蒸留塔のオーバーヘッド温度を、前記重質炭化水素成分の大部分が前記比較的揮発性の低い留分中に回収される温度に維持するように適合された制御手段
を含む装置。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための装置であって、
（１）前記天然ガス流れを受容し、それを加圧下で充分に冷却して、部分的に凝縮させる、１つ又はそれより多い第１熱交換手段；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを受容し、それを蒸気流れと液体流れとに分離する、前記第１熱交換手段に接続された第１分離手段；
（３）前記蒸気流れを受容し、それを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割する、前記第１熱交換手段に接続された分割手段；
（４）前記第１のガス状流れと、前記液体流れの少なくとも一部とを受容し、それによって複合流れを形成する、前記分割手段及び前記第１分離手段に接続された複合化手段；
（５）前記複合流れを受容し、それを充分に冷却して実質的に凝縮させる、前記複合化手段に接続された第２熱交換手段；
（６）前記実質的に凝縮させた複合流れを受容し、それを中圧まで膨張させる、前記第２熱交換手段に接続された第１膨張手段；
（７）前記実質的に凝縮させ膨張させた複合流れを受容し、それを加熱する、前記第１膨張手段に接続された第３熱交換手段、前記第３熱交換手段は、蒸留塔へさらに接続されて、前記蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させる；
（８）前記第２のガス状流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記分割手段に接続された第２膨張手段；
（９）前記液体流れのすべての残りの部分を受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記第１分離手段に接続された第３膨張手段；
（１０）前記膨張させ加熱した複合流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させた液体流れの残りの部分とを受容する、前記第３熱交換手段と、前記第２膨張手段と、前記第３膨張手段とにさらに接続された蒸留塔、前記蒸留塔は、これらの流れを、前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離するように適合されている；
（１１）前記冷却し部分的に凝縮させた蒸留流れを受容し、それを前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとに分離する、前記第３熱交換手段に接続された第２分離手段、前記第２分離手段は、前記蒸留塔にさらに接続されて、前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔へ送る；
（１２）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記第２分離手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮し、それによって凝縮流れを形成するように適合されている；
（１３）前記凝縮流れを受容し、それを低圧に膨張させて、前記液化天然ガス流れを形成する、前記第４熱交換手段に接続された第４膨張手段；
（１４）前記蒸留塔への供給流れの量及び温度を調節して、前記蒸留塔のオーバーヘッド温度を、前記重質炭化水素成分の大部分が前記比較的揮発性の低い留分中に回収される温度に維持するように適合された制御手段
を含む装置。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための装置であって、
（１）前記天然ガス流れを受容し、それを加圧下で充分に冷却して、部分的に凝縮させる、１つ又はそれより多い第１熱交換手段；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを受容し、それを蒸気流れと液体流れとに分離する、前記第１熱交換手段に接続された第１分離手段；
（３）前記液体流れを受容し、それを冷却する、前記第１分離手段に接続された第２熱交換手段；
（４）前記冷却した液体流れを受容し、それを少なくとも第１の部分と第２の部分に分割する、前記第２熱交換手段に接続された第１分割手段；
（５）前記第１の部分を受容し、それを中圧まで膨張させる、前記第１分割手段に接続された第１膨張手段、前記第１膨張手段は、前記膨張させた第１の部分を前記第２熱交換手段に供給するようにさらに接続されて、それによって前記液体流れを冷却しながら前記膨張させた第１の部分を加熱する；
（６）前記蒸気流れを受容し、それを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割する、前記第１分離手段に接続された第２分割手段；
（７）前記第１のガス状流れを受容し、それを充分に冷却して実質的に凝縮させる、前記第２分割手段に接続された第３熱交換手段；
（８）前記実質的に凝縮させた第１のガス状流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記第３熱交換手段に接続された第２膨張手段；
（９）前記第２のガス状流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記第２分割手段に接続された第３膨張手段；
（１０）前記第２の部分を受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記第１分割手段に接続された第４膨張手段；
（１１）前記実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、前記第２膨張手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、蒸留塔へさらに接続されて、前記蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して、部分的に凝縮させる；
（１２）前記膨張させ加熱した第１のガス状流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させた第２の部分と、前記膨張させ加熱した第１の部分とを受容する、前記第４熱交換手段と、前記第３膨張手段と、前記第４膨張手段と、前記第２熱交換手段とにさらに接続された蒸留塔、前記蒸留塔は、これらの流れを、前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離するように適合されている；
（１３）前記冷却し部分的に凝縮させた蒸留流れを受容し、それを前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとに分離する、前記第４熱交換手段に接続された第２分離手段、前記第２分離手段は、蒸留塔へさらに接続されて、前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔に送る；
（１４）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記第２分離手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている；
（１５）前記凝縮流れを受容し、それを低圧に膨張させて、前記液化天然ガス流れを形成する、前記第５熱交換手段に接続された第５膨張手段；及び
（１６）前記蒸留塔への供給流れの量及び温度を調節して、前記蒸留塔のオーバーヘッド温度を、前記重質炭化水素成分の大部分が前記比較的揮発性の低い留分中に回収される温度に維持するように適合された制御手段
を含む装置。
メタン及び重質炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための装置であって、
（１）前記天然ガス流れを受容し、それを加圧下で充分に冷却して、部分的に凝縮させる、１つ又はそれより多い第１熱交換手段；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガス流れを受容し、それを蒸気流れと液体流れとに分離する、前記第１熱交換手段に接続された第１分離手段；
（３）前記液体流れを受容し、それを冷却する、前記第１分離手段に接続された第２熱交換手段；
（４）前記冷却した液体流れを受容し、それを少なくとも第１の部分と第２の部分に分割する、前記第２熱交換手段に接続された第１分割手段；
（５）前記第１の部分を受容し、それを中圧まで膨張させる、前記第１分割手段に接続された第１膨張手段、前記第１膨張手段は、前記膨張させた第１の部分を前記第２熱交換手段に供給するようにさらに接続されて、それによって前記液体流れを冷却しながら前記膨張させた第１の部分を加熱する；
（６）前記蒸気流を受容し、それを少なくとも第１のガス状流れと第２のガス状流れとに分割する、前記第１分離手段に接続された第２分割手段；
（７）前記第１のガス状流れを受容し、それを充分に冷却して実質的に凝縮させる、前記第２分割手段に接続された第３熱交換手段；
（８）前記実質的に凝縮させた第１のガス状流れ及び前記第２の部分を受容し、それによって複合流れを形成する、前記第３熱交換手段及び前記第１分割手段に接続された複合化手段；
（９）前記複合流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記複合化手段に接続された第２膨張手段；
（１０）前記第２のガス状流れを受容し、それを前記中圧まで膨張させる、前記第２分割手段に接続された第３膨張手段；
（１１）前記膨張させた複合流れを受容し、それを加熱する、前記第２膨張手段に接続された第４熱交換手段、該第４熱交換手段は蒸留塔にさらに接続されて、蒸留塔の分別段階から上昇する揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させる；
（１２）前記膨張させ加熱した複合流れと、前記膨張させた第２のガス状流れと、前記膨張させ加熱した第１の部分とを受容する、前記第４熱交換手段と、前記第３膨張手段と、前記第２熱交換手段とにさらに接続された蒸留塔、前記蒸留塔は、これらの流れを、前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離するように適合されている；
（１３）前記冷却させ部分的に凝縮させた蒸留流れを受容し、それを前記メタンの大部分及び軽質成分を含有する揮発性残留ガス留分と、還流流れとに分離する、前記第４熱交換手段に接続された第２分離手段、前記第２分離手段は、前記蒸留塔へさらに接続されて、前記還流流れを頂部供給材料として前記蒸留塔に送る；
（１４）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記第２分離手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている；
（１５）前記凝縮流れを受容し、それを低圧に膨張して、前記液化天然ガス流れを形成する、前記第５熱交換手段に接続された第４膨張手段；及び
（１６）前記蒸留塔への供給流れの量及び温度を調節して、前記蒸留塔のオーバーヘッド温度を、前記重質炭化水素成分の大部分が前記比較的揮発性の低い留分中に回収される温度に維持するように適合された制御手段
を含む装置。
（１）蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の区分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れ、そして
（２）第４熱交換手段が前記精留塔に接続されて、前記揮発性残留ガス留分を受容し、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
請求項２４に記載の装置。
（１）蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の区分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れ、そして
（２）第４熱交換手段が前記精留塔に接続されて、前記揮発性残留ガス留分を受容し、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
請求項２５に記載の装置。
（１）蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の区分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れ、そして
（２）第４熱交換手段が前記精留塔に接続されて、前記揮発性残留ガス留分を受容し、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
請求項２６に記載の装置。
（１）蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の区分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れ、そして
（２）第４熱交換手段が前記精留塔に接続されて、前記揮発性残留ガス留分を受容し、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
請求項２７に記載の装置。
（１）蒸留塔が精留塔の下部区分にあり、揮発性の高い蒸気蒸留流れを、前記精留塔の前記蒸留塔より上の区分で充分に冷却して、部分的に凝縮させ、そして同時に分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、その後、前記還流流れが前記蒸留塔の頂部分別段階へ流れ、そして
（２）第４熱交換手段が前記精留塔に接続されて、前記揮発性残留ガス留分を受容し、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
請求項２８に記載の装置。
装置が、
（１）実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、第１膨張手段に接続されたデフレグメーター、前記デフレグメーターは、蒸留塔へさらに接続されて、揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させ、同時にそれを分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、前記デフレグメーターは、前記蒸留塔へさらに接続されて、前記膨張させ加熱した第１のガス状流れを前記蒸留塔への供給材料として供給し、前記還流流れを前記蒸留塔への頂部供給材料として供給する；及び
（２）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記デフレグメーターに接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２４に記載の装置。
装置が、
（１）実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、第１膨張手段に接続されたデフレグメーター、前記デフレグメーターは、蒸留塔へさらに接続されて、揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させ、同時にそれを分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、前記デフレグメーターは、前記蒸留塔へさらに接続されて、前記膨張させ加熱した第１のガス状流れを前記蒸留塔への供給材料として供給し、前記還流流れを前記蒸留塔への頂部供給材料として供給する；及び
（２）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記デフレグメーターに接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２５に記載の装置。
装置が、
（１）実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、第１膨張手段に接続されたデフレグメーター、前記デフレグメーターは、蒸留塔へさらに接続されて、揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させ、同時にそれを分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、前記デフレグメーターは、前記蒸留塔へさらに接続されて、前記膨張させ加熱した第１のガス状流れを前記蒸留塔への供給材料として供給し、前記還流流れを前記蒸留塔への頂部供給材料として供給する；及び
（２）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記デフレグメーターに接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２６に記載の装置。
装置が、
（１）実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、第１膨張手段に接続されたデフレグメーター、前記デフレグメーターは、蒸留塔へさらに接続されて、揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させ、同時にそれを分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、前記デフレグメーターは、前記蒸留塔へさらに接続されて、前記膨張させ加熱した第１のガス状流れを前記蒸留塔への供給材料として供給し、前記還流流れを前記蒸留塔への頂部供給材料として供給する；及び
（２）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記デフレグメーターに接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２７に記載の装置。
装置が、
（１）実質的に凝縮させ膨張させた第１のガス状流れを受容し、それを加熱する、第１膨張手段に接続されたデフレグメーター、前記デフレグメーターは、蒸留塔へさらに接続されて、揮発性の高い蒸気蒸留流れを受容し、それを充分に冷却して部分的に凝縮させ、同時にそれを分離して、揮発性残留ガス留分と、還流流れとを形成し、前記デフレグメーターは、前記蒸留塔へさらに接続されて、前記膨張させ加熱した第１のガス状流れを前記蒸留塔への供給材料として供給し、前記還流流れを前記蒸留塔への頂部供給材料として供給する；及び
（２）前記揮発性残留ガス留分を受容する、前記デフレグメーターに接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２８に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、分離手段に接続された圧縮手段；及び
（２）前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２４に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、分離手段に接続された圧縮手段；及び
（２）前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２５又は２６に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、分離手段に接続された圧縮手段；及び
（２）前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２７又は２８に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、精留塔に接続された圧縮手段；及び
（２）前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２９、３０又は３１に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、精留塔に接続された圧縮手段；及び
（２）前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮し、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項３２又は３３に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、デフレグメーターに接続された圧縮手段；及び
（２）前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮し、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項３４、３５又は３６に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、デフレグメーターに接続された圧縮手段；及び
（２）前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記圧縮させた揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項３７又は３８に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを加熱する、分離手段に接続された加熱手段；
（２）前記加熱した揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、前記加熱手段に接続された圧縮手段；及び
（３）前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２４に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを加熱する、第２分離手段に接続された加熱手段；
（２）前記加熱した揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、前記加熱手段に接続された圧縮手段；及び
（３）前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２５又は２６に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを加熱する、第２分離手段に接続された加熱手段；
（２）前記加熱した揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、前記加熱手段に接続された圧縮手段；及び
（３）前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２７又は２８に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを加熱する、精留塔に接続された加熱手段；
（２）前記加熱した揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、前記加熱手段に接続された圧縮手段；及び
（３）前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項２９、３０又は３１に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを加熱する、精留塔に接続された加熱手段；
（２）前記加熱した揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、前記加熱手段に接続された圧縮手段；及び
（３）前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項３２又は３３に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを加熱する、デフレグメーターに接続された加熱手段；
（２）前記加熱した揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、前記加熱手段に接続された圧縮手段；及び
（３）前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第４熱交換手段、前記第４熱交換手段は、前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項３４、３５又は３６に記載の装置。
装置が、
（１）揮発性残留ガス留分を受容し、それを加熱する、デフレグメーターに接続された加熱手段；
（２）前記加熱した揮発性残留ガス留分を受容し、それを圧縮する、前記加熱手段に接続された圧縮手段；及び
（３）前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を受容する、前記圧縮手段に接続された第５熱交換手段、前記第５熱交換手段は、前記加熱し圧縮した揮発性残留ガス留分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって凝縮流れを形成するように適合されている、
を含む、請求項３７又は３８に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項２４、２５、２６、２７、２８、２９、３０、３１、３２、３３、３４、３５、３６、３７、３８、３９又は４６に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４０に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４１に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４２に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４３に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４４に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４５に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４７に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４８に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項４９に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項５０に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項５１に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、及びＣ_２成分を含有する、請求項５２に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項２４、２５、２６、２７、２８、２９、３０、３１、３２、３３、３４、３５、３６、３７、３８、３９又は４６に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４０に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４１に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４２に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４３に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４４に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４５に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４７に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４８に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項４９に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項５０に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項５１に記載の装置。
揮発性残留ガス留分が、メタンの大部分、軽質成分、Ｃ_２成分、及びＣ_３成分を含有する、請求項５２に記載の装置。