JP2008169244A

JP2008169244A - 天然ガス処理方法

Info

Publication number: JP2008169244A
Application number: JP2007001187A
Authority: JP
Inventors: Hitoshi Konishi; 斉小西; Hidefumi Omori; 英史大森
Original assignee: JGC Corp
Current assignee: JGC Corp
Priority date: 2007-01-09
Filing date: 2007-01-09
Publication date: 2008-07-24
Also published as: US20080163645A1

Abstract

【課題】天然ガスからＮＧＬとセールスガスとをベースロードで供給する主製品として、ＬＮＧを副製品としての要求がある場合に、これらの製品を低コストで生産することができる天然ガス処理方法を提供する。
【解決手段】本発明の天然ガス処理方法は、精製天然ガスを得る前処理工程と、前処理工程で得られた精製天然ガスを冷却して炭素数が２以上のＮＧＬ製品を回収するとともに、リーンガスを分離するＮＧＬ回収工程と、前記ＮＧＬ回収工程にて分離されたリーンガスの一部を圧縮して高圧ガスを得るとともに、セールスガス生産工程と、前記ＮＧＬ回収工程にて分離されたリーンガス圧縮して高圧ガスを得た後、その高圧ガスを冷却してＬＮＧ製品を得る天然ガス液化工程と、を備え、前記天然ガス液化工程のガス圧縮手段として、前記セールスガス生産工程のガス圧縮手段を用いることを特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、天然ガスから天然ガス液とセールス用高圧ガスとを主製品とし、液化天然ガスを副製品として回収する方法に用いて好適な天然ガス処理方法に関する。

一般に天然ガスからは、天然ガス液（ＮａｔｕｒａｌＧａｓＬｉｑｕｉｄｓ、以下「ＮＧＬ」ともいう。）と、液化天然ガス（ＬｉｑｕｅｆｉｅｄＮａｔｕｒａｌＧａｓ、以下「ＬＮＧ」ともいう。）と、セールス用高圧ガス（以下「セールスガス」ともいう。）とが市場の需要などを考慮してそれぞれ分離、回収されている。
井戸元の設備で自己消費する自家用燃料を除き、天然ガスから製品として販売されるものは、上記ＮＧＬ、ＬＮＧおよびセールスガスの３種類であるが、これらの３種類の製品のすべてを同一の井戸元から生産している実例は知られていない。
具体的には、ガス田の近くに消費地がある場合や地続きである場合は、井戸元から消費地までガスパイプランを敷設することが経済的であり、その場合にはＮＧＬとセールスガスとを製品とし、ＬＮＧを生産しないのが一般である。一方、天然ガス産出量が一定以上で、例えば中東で生産しアジアへ輸送するなどの例のように消費地が遠い場合には、ＬＮＧを主製品とし、セールスガスを生産しないのが一般である。これは、ＬＮＧを生産する液化施設の設備コストが高額であることに起因して、製造単価を下げるために、設備の大型化による大量生産を指向し、その投資を回収するためにＬＮＧ製品を長期間に亘って安定供給する仕組みで対応していることによる。

ところで、実際の生産設備の有無にかかわらず、天然ガスから上記の３種類の製品を同時に生産する提案は知られている。
特許文献１には、天然ガスから、天然ガス液（特許文献１中では液体生成物）と、液化天然ガス（特許文献１中ではＬＮＧ）と、高圧ガス（特許文献１中では残存ガス）とをそれぞれ分離し、回収するプロセスを備えたＬＮＧ製造法が開示されている。
特許文献１の図１には、ＬＮＧを生産せずにＮＧＬと高圧ガスである残存ガスの２種類を生産する先行技術例が開示され、図２〜図８には、ＮＧＬと残存ガスにＬＮＧを加えた３種類全部を生産する例が開示されている。図２と図３も同特許文献１の従来技術例に関するものであり、図２には、天然ガスから３種類の製品をそれぞれ独立して生産する例が開示され、図３には、ＮＧＬを生産する際の冷熱をＬＮＧの製造に利用している例が開示されている。図４〜図８は、この特許文献１の発明に関するものであり、ＬＮＧとＮＧＬを主製品として生産する方法を提案している。
このＬＮＧ製造法では、ＮＧＬ回収工程とＬＮＧ製造工程との熱交換を主として、エネルギーを節約している。
特表２００４−５３４１１６号公報

しかしながら、特許文献１に開示されている天然ガスを処理する方法においては、熱交換により冷熱を有効活用する点と、圧縮機（コンプレッサ）と膨張機（エクスパンダ）とを同軸に構成して、圧縮機と膨張機の間で動力エネルギーを互いに補完し動力を節約する点とが開示され、エネルギーを統合的に利用している点が開示されているものの、装置構成が複雑になり、天然ガスの処理設備全体の建設コスト、すなわち生産コストを十分に下げるまでには至っておらず、設備費が安価で各製品の生産を自由に制御できる天然ガスの処理方法が要求されていた。特に、天然ガスからＮＧＬとセールスガスとをベースロードとして一定量を安定供給する主製品とし、ＬＮＧはベースロード製品ではなく副製品としての要求がある場合には、これらの技術は設備コストが大幅に高くなるため実用的ではなかった。そのため、セールスガスとＮＧＬを主製品、ＬＮＧを副製品とする場合において、低コストで生産することができる天然ガスの処理方法が望まれていた。

本発明は、前記事情に鑑みてなされたもので、天然ガスからＮＧＬとセールスガスとをベースロードで供給する主製品として、ＬＮＧを副製品としての要求がある場合に、これらの製品を低コストで生産することができる天然ガス処理方法を提供することを目的とする。

本発明の請求項１に係る天然ガス処理方法は、天然ガスから天然ガス液（ＮＧＬ）とセールス用高圧ガス（セールスガス）とを主製品とし、液化天然ガス（ＬＮＧ）を副製品として回収する天然ガス処理方法であって、原料天然ガス（１）から不純物を除去して精製天然ガスを得る前処理工程（５）と、前処理工程（５）で得られた精製天然ガスを、炭素数が２以上の炭化水素が凝縮液化する温度まで冷却して炭素数が２以上のＮＧＬ製品（２）を回収するとともに、メタンを主成分としたリーンガスを分離するＮＧＬ回収工程（１１）と、前記ＮＧＬ回収工程（１１）にて分離されたリーンガスの一部をガス圧縮手段（１２）により圧縮して高圧ガスを得るとともに、セールスガス（３）として出荷するセールスガス生産工程（６）と、前記ＮＧＬ回収工程（１１）にて分離されたリーンガスの残りの一部をガス圧縮手段（１２）により圧縮して臨界圧力を超える高圧ガス（１９）を得た後、その高圧ガス（１９）をメタンが凝縮液化する温度まで冷却してＬＮＧ製品を得る天然ガス液化工程（１５）と、を備え、前記天然ガス液化工程（１５）のガス圧縮手段（１２）として、前記セールスガス生産工程（６）のガス圧縮手段（１２）を用いることを特徴とする。

本発明の請求項２に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項１に係る天然ガス処理方法において、前記天然ガス液化工程（１５）は、この工程に供給される臨界圧力を超えた高圧のリーンガスであるＬＮＧ原料ガス（１９）の一部（２０）を、ＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）との熱交換（２３）により冷却し、液膨張機（２４）により断熱膨張させる工程Ａと、前記工程Ａに供給した残りのＬＮＧ原料ガス（２１）を、プロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却した後、ガス膨張機（２６）により断熱膨張させて液化する工程Ｂと、を備え、前記工程Ａにて生成したＬＮＧと、前記工程Ｂにて生成したＬＮＧとを合流させて（２２）ＬＮＧ製品を（４）得ることを特徴とする。

本発明の請求項３に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項２に係る天然ガス処理方法において、前記工程Ａの冷却に用いたＬＮＧ製品を生産する際発生する低温ガス（２７）を、前記セールスガス生産工程のガス圧縮手段（１２）へ戻すことを特徴とする。

本発明の請求項４に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項１ないし３のいずれか１項に係る天然ガス処理方法において、前記天然ガス液化工程（１５）に供給するＬＮＧ原料ガス（１９）を、セールスガス生産工程（６）よりもさらに高圧化して（４１）、臨界圧力を超えた状態で用いることを特徴とする。

本発明の請求項５に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項１に係る天然ガス処理方法において、前記天然ガス液化工程（１５）は、この工程に供給される臨界圧力を超えた高圧のリーンガスであるＬＮＧ原料ガス（１９）の一部（２０）を、ＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）との熱交換（２３）により冷却し、液膨張機（２４）により断熱膨張させる工程Ａ１と、前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の一部（７０）を、プロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却し、さらに前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の残部（７１）を含むＬＮＧ原料ガスからなる流体を冷却した自己冷媒体（７７）との熱交換により冷却した後、ガス膨張機（２６）により断熱膨張して液化し、ＬＮＧを得る工程Ｃと、を備え、前記工程Ａ１にて生成したＬＮＧと、前記工程Ｃにて生成したＬＮＧとを合流させて（２２）ＬＮＧ製品（４）を得ることを特徴とする。

本発明の請求項６に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項５に係る天然ガス処理方法において、前記自己冷媒体（７７）は、前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の残部（７１）とプロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却されたガスの一部（７３）とからなり、前記残部（７１）を熱交換（７４）により冷却した後、前記ガスの一部（７３）と合流させた後、ガス膨張機（７５）により断熱膨張させ、その断熱膨張させた流体を自己冷媒体（７７）としてプロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却されたガスの残部（７２）と熱交換させる（７６）ことを特徴とする。

本発明の請求項７に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項６に係る天然ガス処理方法において、前記自己冷媒体（７７）は、前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の残部（７１）を、熱交換（７４）により冷却した後、ガス圧縮機（８１）により圧縮され、前記セールスガス生産工程（６）のガス圧縮手段（１２）へ戻される（８２）ことを特徴とする。

本発明の請求項８に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項５に係る天然ガス処理方法において、前記工程Ａ１の冷却に用いたＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）を、前記セールスガス生産工程（６）のガス圧縮手段（１２）へ戻すことを特徴とする。

本発明の請求項９に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項１に係る天然ガス処理方法において、前記天然ガス液化工程（１５）は、この工程に供給される臨界圧力を超えた高圧のリーンガスであるＬＮＧ原料ガス（１９）の一部（２０）を、ＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）との熱交換により冷却し、液化した後、液膨張機（２４）により断熱膨張させる工程Ａ１と、前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）をプロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却し、そのガスをＬＮＧ原料用と冷媒用とに分離し、ＬＮＧ原料用ガス（１２０）を、冷媒用ガス（１２１）を断熱膨張した自己冷媒体（１２５）との熱交換（１２４）により冷却した後、ガス膨張機（２６）により断熱膨張して液化し、ＬＮＧを得る工程Ｄと、を備え、前記工程Ａ１にて生成したＬＮＧと、前記工程Ｄにて生成したＬＮＧとを合流させて（２２）ＬＮＧ製品（４）を得ることを特徴とする。

本発明の請求項１０に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項９に係る天然ガス処理方法において、前記冷媒用ガス（１２１）を、ガス膨張機（１２３）により断熱膨張させ、その断熱膨張させた流体を、前記ＬＮＧ原料用ガス（１２０）と熱交換（１２４）させることを特徴とする。

本発明の請求項１１に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項９に係る天然ガス処理方法において、前記自己冷媒体（１２５）は、この自己冷媒体（１２５）がガス圧縮機（１２９，１３１）により圧縮されたガスの一部（１３３）を、熱交換（１２２）により冷却した後、ガス膨張機（１２３）により断熱膨張させ、その断熱膨張させた流体を、前記ＬＮＧ原料用ガス（１２０）と熱交換（１２４）した後、熱交換（１２２）により加熱され、前記ガス圧縮機（１２９，１３１）により圧縮される循環サイクルを形成することを特徴とする。

本発明の請求項１２に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項１１に係る天然ガス処理方法において、前記ガス圧縮機（１２９，１３１）により圧縮されたガスは、その一部（１３３）を前記冷媒ガス（１２４）と熱交換させた（１２２）後、前記プロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却されたガスの残部（１２１）と合流させ、その残部（１３２）を前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）と合流させることを特徴とする。

本発明の請求項１３に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項５ないし１２のいずれか１項に係る天然ガス処理方法において、前記天然ガス液化工程（１５）に供給するＬＮＧ原料ガス（１９）を、セールスガス生産工程（６）よりもさらに高圧化して（４１，９１，１４１）、臨界圧力を超えた状態で用いることを特徴とする。

本発明の請求項１４に係る天然ガス処理方法は、本発明の請求項１ないし１３のいずれか１項に係る天然ガス処理方法において、前記天然ガス液化工程（１５）に供給する高圧ガス（１９，１９´）の圧力は、４０ｂａｒａ以上、１５０ｂａｒａ以下であることを特徴とする。

本発明の天然ガス処理方法によれば、天然ガスから、天然ガス液とセールスガスとをベースロードで供給する主製品とし、液化天然ガスを副製品として回収する場合に、全体のプラント設備を有効利用することになり、結果として製品全体を低コストで生産することができる。

本発明の天然ガス処理方法を実施するための最良の形態について説明する。
なお、この形態は、発明の趣旨をより良く理解させるために具体的に説明するものであり、特に指定のない限り、本発明を限定するものではない。

（１）第一の実施形態
図１は、本発明の天然ガス処理方法の第一の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。
図１中、符号１は原料天然ガス、２はＮＧＬ、３はセールスガス、４はＬＮＧ、５は前処理設備、６はセールスガス生産設備、１０は全体の天然ガス処理設備、１１はＮＧＬ回収設備、１２はセールスガス圧縮機、１３はライン、１４はセールスガスパイプライン、１５は天然ガス液化設備、１６はＬＮＧ貯蔵タンク、１７、１８、１９、２０、２１はライン、２２はフラッシュドラム、２３は第一熱交換器、２４は液膨張機、２５は第二熱交換器、２６は第一ガス膨張機、２７はオフガスライン、２８は液体ライン、２９はポンプ、３０は回収ライン、３１は第一ガス膨張機２６と同軸の第一ガス圧縮機、３２はブースター圧縮機をそれぞれ示している。

この天然ガス処理設備１０は、前処理設備５と、セールスガス生産設備６と、ＮＧＬ回収設備１１と、天然ガス液化設備１５とから概略構成されている。
セールスガス生産設備６は、セールスガス圧縮機１２と、ライン１３と、セールスガスパイプライン１４とから概略構成されている。
天然ガス液化設備１５は、セールスガス圧縮機１２と、フラッシュドラム２２と、第一熱交換器２３と、液膨張機２４と、第二熱交換器２５と、第一ガス膨張機２６と、この第一ガス膨張機２６と同軸の第一ガス圧縮機３１と、ブースター圧縮機３２とから概略構成されている。

ＮＧＬ回収設備１１は、ライン１７，１８を介してセールスガス圧縮機１２Ａ，１２Ｂ，１２Ｃ，１２Ｄ，１２Ｅと接続されている。
このガス圧縮機１２Ａ，１２Ｂ，１２Ｃ，１２Ｄ，１２Ｅは、ライン１３を介してセールスガスパイプライン１４と接続され、高圧化したセールスガス３を連続的に供給可能となっている。
また、セールスガス圧縮機１２Ａ，１２Ｂ，１２Ｃ，１２Ｄ，１２Ｅは、中途にてライン２０とライン２１に分岐するライン１９を介して、フラッシュドラム２２に接続されている。また、ライン２０とライン２１とは、中間は分岐するがフラッシュドラム２２の直前にて合流している。

ＬＮＧ原料ガスが供給されるライン２０の中途には、ガスの送出方向に沿って順に第一熱交換器２３、液膨張機２４が設けられている。
ライン２１の中途には、ガスの送出方向に沿って順に第二熱交換器２５、第一ガス膨張機２６が設けられている。

フラッシュドラム２２の上部には、ＬＮＧのオフガスを抜き出すためのオフガスライン２７が設けられ、このオフガスライン２７は第一熱交換器２３に接続されている。
また、フラッシュドラム２２の下部にはＬＮＧを抜き出す液体ライン２８が接続され、この液体ライン２８の中途に設けられたポンプ２９を介してＬＮＧ貯蔵タンク１６に接続されている。

第一熱交換器２３を経由するオフガスライン２７は、オフガス回収用の回収ライン３０、ライン１８を経由してセールスガス圧縮機１２に接続されている。
回収ライン３０の中途には、ガスの送出方向に沿って順に第一ガス膨張機２６と同軸の第一ガス圧縮機３１、ブースター圧縮機３２が設けられている。

次に、この天然ガス処理設備１０の作用を説明するとともに、この実施形態の天然ガス処理方法を説明する。
まず、井戸元から産出される原料天然ガス１は、前処理設備５において、天然ガスに含まれる種々の不純物、例えば、炭酸ガス、硫化水素などの酸性ガス、メルカプタンなどの硫黄化合物、水分、水銀などの金属などの不純物を、それぞれ必要に応じて分離除去し、精製天然ガスを得る（前処理工程）。

次いで、ＮＧＬ回収設備１１にて、炭素数が２以上の炭化水素が凝縮液化する温度まで冷却し、炭素数が２以上の炭化水素からなるＮＧＬを回収するとともに、メタンを主成分とするガス（以下、「リーンガス」という。）を分離する。
ここで、ＮＧＬ回収設備１１とは、炭素数が５以上のコンデンセート、炭素数が３と４のＬＰＧを必須とし、必要に応じて設ける炭素数が２のエタンをそれぞれ別々に回収する設備を含み、本発明では、これらをまとめて炭素数２以上の炭化水素として回収するとした。ＮＧＬ製品２としては、炭素数３と４のプロパンとブタンからなるＬＰＧ（液化石油ガス）と、炭素数５〜８の天然ガソリンが代表的な製品である。
また、本発明では、後述する天然ガス液化工程で使用する冷媒用のプロパンも別途回収する（ＮＧＬ回収工程）。
本発明におけるＮＧＬを回収して残ったメタンを主成分とするリーンガスの組成の一例は、窒素４ｍｏｌ％、メタン９５ｍｏｌ％、エタン１ｍｏｌ％である。メタンを主成分とするリーンガスは、圧力６０ｂａｒａ、温度６０℃である。

次いで、上記で得られたリーンガスを、セールスガス圧縮機１２により圧縮し、高圧にする（セールスガス生産工程と天然ガス液化工程の前段）。
このセールスガス圧縮機１２により圧縮され高圧にされたリーンガスの一部は、そのまま本発明の主製品であるセールスガスとして生産される。
ここで主製品とは、天然ガスから得られる製品の中で質量が５０％以上を占める製品のことであり、代表的には、ベースロード製品として井戸元から得られる天然ガスからの少なくとも質量比で６０％以上を占めるような製品のことである。

この高圧にされたリーンガスの大部分をセールスガスパイプライン１４へ送り、最終的に、セールスガス製品としてセールスガスパイプライン１４を介してユーザーに供給する（セールスガス生産工程）。

また、このセールスガス圧縮機１２により臨界圧力以上の高圧にしたリーンガスのうち、セールスガスを生産した残りのガスはＬＮＧ原料ガスとして用いる。
すなわち、ＬＮＧ原料ガスとして供給される高圧ガスの一部は、ライン１９より天然ガス液化工程に供給され、後述するように液化されて、ＬＮＧ製品となる（天然ガス液化工程）。
なお、セールスガス圧縮機１２により供給ガスを圧縮し、臨界圧力以上の高圧にすることによって得られた高圧ガスの一例としては、圧力１０５ｂａｒａ、温度６０℃の高圧ガスが挙げられ、その例にて以下説明する。
本発明において、天然ガス液化工程に供給する高圧ガスの圧力としては、４０〜１５０ｂａｒａから適宜選択されるが、基本的にＬＮＧの回収量を上げるためには、天然ガス液化工程に供給する圧力は高い程好ましく、８０ｂａｒａ以上が特に好ましい。

次に、天然ガス液化工程について説明する。
ライン１９へ送られるＬＮＧ原料ガスは、一部がライン２０へ送られ以下の工程Ａ−１と工程Ａ−２とからなる工程Ａにて処理され、残部はすべて分岐したライン２１へ送られ、以下の工程Ｂ−１と工程Ｂ−２とからなる工程Ｂにて処理されて、それぞれ液化処理されＬＮＧ粗製品を得る。

上記ライン２０へ送られたＬＮＧ原料ガスは、第一熱交換器２３にて、フラッシュドラム２２内のＬＮＧを生産する際発生する低温ガスと熱交換されて冷却される。すなわち、ＬＮＧのオフガスライン２７を介して送られてくる−１６１℃のガスとの熱交換により、−１５８℃まで冷却される（工程Ａ−１）。
次いで、冷却されたＬＮＧ原料ガスの一部は、液膨張機２４により断熱膨張させることによって減圧され、ＬＮＧ粗製品として回収される（工程Ａ−２）。

上述したように、ライン２０へ送られる高圧ガスは、ＬＮＧ原料ガスの一部であるが、このライン２０へ送出される高圧ガスの量は、フラッシュドラム２２から送られるオフガスと熱交換して冷却された後、液膨張機２４へ−１５８℃まで冷却して供給が可能な範囲の量として規定される。したがって、本発明において液膨張機２４へ供給されるＬＮＧ原料ガスを、ＬＮＧ原料ガス全体の１０％以上、３０％以下とすることができ、本発明に必須の工程である。

一方、ライン２１へ送られるＬＮＧ原料ガスの残りは、第二熱交換器２５にて、前記ＮＧＬ回収工程で回収したプロパンを主成分とする冷媒により、−３３℃まで冷却される（工程Ｂ−１）。
次いで、第二熱交換器２５にて冷却されたＬＮＧ原料ガスは、第一ガス膨張機２６により断熱膨張することによって、その一部が液化され、ＬＮＧ粗製品が得られる（工程Ｂ−２）。

次いで、工程Ａにて生成したＬＮＧ粗製品と、工程Ｂにて生成したＬＮＧ粗製品とを、フラッシュドラム２２の直前で合流させ、フラッシュドラム２２へ送る。

次いで、フラッシュドラム２２へ送られたＬＮＧ粗製品の圧力を調整し、ＬＮＧ製品として供給される。
なお、フラッシュドラム２２は、圧力１．１ｂａｒａで運転されており、その上部にはオフガスライン２７が設けられ、−１６１℃の低温オフガスを分離して、上記の第一熱交換器２３へ送るようになっている。また、フラッシュドラム２２の下部には、生成したＬＮＧを、ポンプ２９により、液体ライン２８を介してＬＮＧ貯蔵タンク１６へ送り、回収するようになっている。

また、フラッシュドラム２２から第一熱交換器２３へ送られ、ＬＮＧ原料ガスの冷却に用いられたオフガスは、熱交換により温度が３０℃程度まで上がる。このオフガスは、第一ガス膨張機２６と同軸の第一ガス圧縮機３１により圧縮されて、圧力２．５ｂａｒａとされ、さらに、ブースター圧縮機３２により圧縮されて、セールスガス圧縮機１２の入口における供給ガスの圧力（３０ｂａｒａ）まで昇圧した後、ライン１８を介してセールスガス圧縮機１２へ送られる。

この実施形態の天然ガス処理方法によれば、セールスガス圧縮機１２により圧縮された高圧ガスの一部は、そのままセールスガスとして生産されるとともに、残る高圧ガスをＬＮＧ原料として供給し、その一部がフラッシュドラム２２により分離された低温オフガスとの熱交換によって冷却されてから、液膨張機により断熱膨張させて減圧する工程Ａと、プロパン冷媒によって冷却されてから、ガス膨張させて液化する工程Ｂとを組み合わせた簡易な方法により液化天然ガスを生成するので、天然ガス液化工程のために独立した昇圧設備を別途設ける必要がないばかりでなく、液化を簡易な方法で行うことを組み合わせることにより、従来の処理方法よりも生産コストを大幅に削減することができる。また、この実施形態の天然ガス処理方法によれば、フラッシュドラム２２により分離され、高圧ガスの冷却に用いられた低温オフガスは、圧縮された後、再びセールスガス圧縮機１２に送られてセールスガスと液化天然ガスを生成する工程に供されるため、無駄が生じない。

（２）第二の実施形態
図２は、本発明の天然ガス処理方法の第二の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。
図２において、図１に示した天然ガス処理設備１０と同一の構成要素には同一符号を付して、その説明を省略する。
この天然ガス処理設備４０が、上述の天然ガス処理設備１０と異なる点は、ライン１９，１９´の間、かつ、ライン２０とライン２１との分岐点よりも前に、ＬＮＧ原料ガスのみを圧縮する第二ガス圧縮機４１を設けている点であり、それ以外は上述の第一の実施形態と基本的に同じ構成である。

以下、この天然ガス処理設備４０の作用を説明するとともに、この実施形態の天然ガス処理方法を説明する。
まず、井戸元から産出される原料天然ガス１を、前処理工程、ＮＧＬ回収工程でそれぞれ処理することは、上述の第一の実施形態と同様である。
次いで、不純物を除去し、ＮＧＬを回収してメタンを主成分とするリーンガスを、上述の第一の実施形態と同様にして、圧力３０ｂａｒａ、温度６０℃にて分離回収し、ライン１７，１８を介してセールスガス圧縮機１２（１２Ａ，１２Ｂ，１２Ｃ，１２Ｄ，１２Ｅ）へ送る。
なお、この精製ガスの組成は、前記と同様である。

本実施態様では、前記リーンガスを、セールスガス圧縮機１２で高圧にする際、第一の実施形態に比べ低い圧力、例えば圧力５６ｂａｒａ、温度６０℃にて運転することができる。
セールスガス生産工程では、上記セールスガス圧縮機１２で得られる圧力５６ｂａｒａの高圧ガスの一部を、セールスガスパイプライン１４を経由して製品のセールスガス３として生産する。

一方、天然ガス液化工程においては、上記セールスガス圧縮機１２で高圧にされた圧力５６ｂａｒａの高圧ガスの一部、すなわち、上記セールスガス生産工程に用いた高圧ガスの残りの全ての高圧ガスをＬＮＧ原料ガスとし、このＬＮＧ原料ガスを第二ガス圧縮機４１でさらに圧縮し、臨界圧力以上の高圧にする。具体的には、天然ガス液化工程に導入される圧力５６ｂａｒａのＬＮＧ原料ガスのみを、第二ガス圧縮機４１で圧力１０５ｂａｒａとすることができる。

そして、第二ガス圧縮機４１にて圧縮されてさらに高圧にされたＬＮＧ原料ガス一部を、第一の実施形態と同様にライン２０へ送り、第一の実施形態と同様の工程Ａで処理し、残りのガスの全てをライン２１へ送り、第一の実施形態と同様の工程Ｂで処理することができる。すなわち、第一の実施形態と同様に処理することができる。

この実施形態の天然ガス処理方法によれば、セールスガスに要求される圧力がそれほど高くない、例えば上記のように５６ｂａｒａである場合、セールスガス圧縮機１２によりリーンガスをセールスガスの要求圧力に合わせて圧縮し、その後天然ガス液化工程に供給するＬＮＧ原料ガスのみを第二ガス圧縮機４１により昇圧することができる（１０５ｂａｒａ）。この場合、天然ガス液化工程の圧力を第一の実施形態と同じにできるので、ＬＮＧ製品の生産量を落とすことなく、セールスガス圧縮機１２を有効に利用することができ、全体の電力エネルギーを節約しながらＬＮＧの生産も確保できるものである。

（３）第三の実施形態
図３は、本発明の天然ガス処理方法の第三の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備５０を示す概略構成図である。
図３において、図１に示した天然ガス処理設備１０と同一の構成要素には同一符号を付して、その説明を省略する。
本実施態様の天然ガス処理設備５０が、上述の天然ガス処理設備１０と異なる点は、天然ガス液化設備５５において、ライン１９の中途でライン２０と分岐するライン２１に接続する部分が異なる。具体的には、ライン２１のＬＮＧ原料ガスをさらに分岐し、ＬＮＧ原料として液化処理されて製品化されるライン以外に、ＬＮＧ原料ガスを冷却する冷媒として利用するラインを設けている点であり、それ以外は上述の第一の実施形態と基本的に同じ構成である。
図３中、符号５０は天然ガス処理設備、５５は天然ガス液化設備、７０、７１、７２、７３はそれぞれラインであり、７４は第三熱交換器、７５は第二ガス膨張機、７６は第四熱交換器、７７はライン、８１は第二ガス膨張機と同軸の第二ガス圧縮機、８２はラインをそれぞれ示している。

この天然ガス処理設備５０は、前処理設備５と、セールスガス生産設備６と、ＮＧＬ回収設備１１と、天然ガス液化設備５５とから概略構成され、この天然ガス液化設備５５は、セールスガス圧縮機１２と、フラッシュドラム２２と、第一熱交換器２３と、液膨張機２４と、第二熱交換器２５と、第一ガス膨張機２６と、第三熱交換器７４と、第二ガス膨張機７５と、第四熱交換器７６と、第一ガス膨張機２６と同軸の第一ガス圧縮機３１と、ブースター圧縮機３２と、第二ガス膨張機と同軸の第二ガス圧縮機８１とから概略構成されている。

ＮＧＬ回収設備１１でＮＧＬを回収して残るリーンガスは、ライン１７，１８を介してセールスガス圧縮機１２に接続され、このセールスガス圧縮機１２はセールスガスを供給するセールスガスパイプライン１４に接続され、さらにＬＮＧを生成するライン１９に接続されている。
ライン１９は、中途にてライン２０とライン２１に分岐し、それぞれＬＮＧを生成するフラッシュドラム２２に接続されている。

ライン２０の中途には、ガスの送出方向に沿って順に第一熱交換却器２３、液膨張機２４が設けられている。
ここまでは、第一の実施形態と同様であるが、ライン２１は、中途にてライン７０と７１とに分岐している。さらに、ライン７０は、中途にてライン７２と７３とに分岐している。そして、ライン７０の中途、かつ、ライン７２とライン７３との分岐点よりも前に、プロパン冷媒と熱交換する第二熱交換器２５が設けられている。
ライン７１は、第三熱交換器７４を介して、第二ガス膨張機７５に接続されている。
また、ライン７１とライン７３とは、第三熱交換器７４と第二ガス膨張機７５の間にて合流している。

ライン７２の中途には、ガスの送出方向に沿って順に、第四熱交換器７６、第一ガス膨張機２６が設けられている。
また、ライン２０とライン７２とは、フラッシュドラム２２の直前にて合流している。

第二ガス膨張機７５は、その中途に、ガスの送出方向に沿って順に、第四熱交換器７６、第三熱交換器７４が設けられているライン７７を介して、第二ガス膨張機と同軸の第二ガス圧縮機８１に接続されている。

フラッシュドラム２２は、ライン２７を介して第一熱交換器２３に接続されている。また、フラッシュドラム２２は、ライン２８と、このライン２８の中途に設けられたポンプ２９とを介してＬＮＧ貯蔵タンク１６に接続されている。

第一熱交換器２３は、ライン３０を介して第一ガス膨張機２６と同軸の第一ガス圧縮機３１に接続するライン３０に接続されている。
ライン３０の中途には、ガスの送出方向に沿って順に第一ガス圧縮機３１、ブースター圧縮機３２が設けられている。
ライン３０は、セールスガス圧縮機１２の入口近傍にて、第二ガス膨張機と同軸の第二ガス圧縮機８１から延出されたライン８２と合流している。

次に、この天然ガス処理設備５０の作用を説明するとともに、この実施形態の天然ガス処理方法を説明する。
ＮＧＬ回収設備１１にて、炭素数が２以上の炭化水素が凝縮液化する温度まで冷却し、炭素数が２以上の炭化水素からなるＮＧＬ製品２を回収するとともに、メタンを主成分とするリーンガスを分離する（ＮＧＬ回収工程）。
ＮＧＬ回収工程にて分離されたリーンガスは、セールスガスおよびＬＮＧ原料ガスとして、圧力３０ｂａｒａ、温度６０℃にて、ライン１７，１８を介してセールスガス圧縮機１２（１２Ａ，１２Ｂ，１２Ｃ，１２Ｄ，１２Ｅ）へ送られる。
なお、リーンガスの組成は、窒素４ｍｏｌ％、メタン９５ｍｏｌ％、エタン１ｍｏｌ％である。

セールスガス生産工程は、上述の第一の実施形態と同様の操作により、セールスガスを生産することができる。
なお、セールスガス圧縮機１２により供給ガスを圧縮し、臨界圧力以上の高圧にすることによって得られた高圧ガスは、圧力１０５ｂａｒａ、温度６０℃となる。

次に、天然ガス液化工程について説明する。
ライン１９へ送られるＬＮＧ原料ガスは、一部がライン２０へ送られ、第一の実施形態の液化工程Ａと同様の液化工程Ａ１で処理され、残部は全て分岐したライン２１へ送られ液化工程Ｃにて処理され、それぞれＬＮＧ製品を得る。

ライン２０へ送られたＬＮＧ原料ガスは、第一熱交換器２３にて−１５８℃まで冷却され（工程Ａ１−１）、次いで、液膨張機２４により断熱膨張させることによって減圧され（工程Ａ１−２）、この工程Ａ１−１と工程Ａ１−２とからなる液化工程ＡにてＬＮＧ粗製品として回収される。

一方、ライン２１へ送られたＬＮＧ原料ガスは、以下の工程Ｃ−１、Ｃ−２、Ｃ−３、Ｃ−４およびＣ−５からなる液化工程Ｃにて処理される。
すなわち、ライン２１に供給されるＬＮＧ原料ガスは、ライン７０とライン７１へ分岐して送られる（工程Ｃ−１）。
ライン７０へ送られたＬＮＧ原料ガスは、第二熱交換器２５にて、プロパン冷媒により、−３３℃まで冷却される（工程Ｃ−２）。
次いで、第二熱交換器２５にて冷却した原料ガスを、ライン７２とライン７３へ分岐して送る（工程Ｃ−３）。
ライン７２へ送られた原料ガスは、第三熱交換器７４からライン７７を介して送られる流体を冷媒とする第四熱交換器７６により、−９７℃まで冷却される（工程Ｃ−４）。
次いで、第四熱交換器７６にて冷却した流体を、第一ガス膨張機２６により断熱膨張させることによってＬＮＧ粗製品を得る（工程Ｃ−５）。

次いで、前記工程Ａ１にて生成したＬＮＧ粗製品と、上記工程Ｃにて生成したＬＮＧ粗製品とを、フラッシュドラム２２の直前で合流させ、フラッシュドラム２２へ送る。

次いで、フラッシュドラム２２へ送られたＬＮＧ粗製品は、その圧力を調整し、ＬＮＧ製品としてライン２８を経由しポンプ２９により、ＬＮＧ貯蔵タンク１６へ送出し、ＬＮＧ製品として回収する。
なお、フラッシュドラム２２は、圧力１．１ｂａｒａで運転されている。

また、フラッシュドラム２２からの−１６１℃のオフガスは、ライン２７を経由して第一熱交換器２３でＬＮＧ原料ガスと熱交換されて温度が３３℃となる。この３３℃のオフガスを、第一ガス膨張機２６と同軸の第一ガス圧縮機３１により圧縮されて、圧力１．８ｂａｒａとされ、さらに、ブースター圧縮機３２により圧縮されて、セールスガス圧縮機１２の入口における供給ガスの圧力（３０ｂａｒａ）まで昇圧した後、ライン１８を介してセールスガス圧縮機１２へ送られる。

また、上記のＬＮＧを得る工程Ｃにおいて、ＬＮＧ原料ガスの一部はＬＮＧ製品とはならず、冷媒ガスとしてプロセス内を循環する。以下、このガスを自己冷媒ガスといい、自己冷媒ガスの流れについて、工程ＣＣ−１から工程ＣＣ−６で説明する。
ライン２１からさらに分岐してライン７１へ送られる６０℃の自己冷媒ガスは、まず第三熱交換器７４で、−３７℃の冷媒ガスとの熱交換により−３３℃まで冷却される（工程ＣＣ−１）。
この工程ＣＣ−１の他方のガスとなる第三熱交換器７４の冷媒ガスは、６０℃の自己冷媒ガスとの熱交換により−３７℃から４５℃に加熱される。

次いで、この−３３℃まで冷却された自己冷媒ガスと、前記工程Ｃ−３においてＬＮＧ製品のラインと分岐するライン７３へ送られる−３３℃の自己冷媒ガスとを合流させ、第二ガス膨張機７５へ送る（工程ＣＣ−２）。
上記工程ＣＣ−２で得られた−３３℃の自己冷媒ガスを、第二ガス膨張機７５により膨張させることによって、温度を−１０２℃まで低下させる（工程ＣＣ−３）。

次いで、−１０２℃となった自己冷媒流体は、第四熱交換器７６へ送られ、上記工程Ｃ−２における−３３℃のＬＮＧ原料ガスと熱交換して−３７℃となり、上記工程ＣＣ−１の冷媒ガスとなる（工程ＣＣ−４）。
この工程ＣＣ−４の他方のガスとなる第四熱交換器７６のＬＮＧ原料ガスは、−１０２℃の自己冷媒ガスとの熱交換により−３３℃から−９７℃に冷却される。

上記工程ＣＣ−４で得られる−３７℃の自己冷媒ガスは、上記工程ＣＣ−１の他方のガスであり、第三熱交換器７４で、６０℃のガスとの熱交換により４５℃まで加熱される（工程ＣＣ−５）。
上記ＣＣ−５で得られた４５℃の自己冷媒ガスは、第二ガス膨張機７５と同軸の第二ガス圧縮機８１により圧縮されて、セールスガス圧縮機１２の入口における供給ガスの圧力（３０ｂａｒａ）まで昇圧した後、ライン８２、ライン１８を介して、セールスガス圧縮機１２へ送られる（工程ＣＣ−６）。

この実施形態の天然ガス処理方法によれば、ＬＮＧ原料ガスの一部を冷媒ガスとして用いるため、ＬＮＧの生産量は上述の第一の実施形態と比べて減少するものの、ＬＮＧ原料ガスを液化する効率を向上させることができる。
特に、冷媒ガスとして原料ガスをそのまま利用することができるので生産プロセス自体の設計に自由度が大きく、さらに原料ガスとして循環利用しているので原料費として無駄も全く発生しない。

（４）第四の実施形態
図４は、本発明の天然ガス処理方法の第四の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。
図４において、図３に示した天然ガス処理設備５０と同一の構成要素には同一符号を付して、その説明を省略する。
この天然ガス処理設備９０が、上述の天然ガス処理設備５０と異なる点は、ＬＮＧ原料ガスが供給されるラインライン１９，１９´の間、かつ、ライン２０とライン２１との分岐点よりも前に、ＬＮＧ原料ガスのみを圧縮する第四ガス圧縮機９１が設けられている点であり、それ以外は上述の第三の実施形態と同じ構成である。

この天然ガス処理設備９０の作用について、上述の第三の実施形態との相違点を中心に説明する。
本実施形態では、ＮＧＬ回収設備１１から供給されるリーンガスを、セールスガス圧縮機１２で高圧にする際、第三の実施形態に比べて低い圧力、例えば５６ｂａｒａで運転することができ、セールスガス３を製品として生産する。
一方、天然ガス液化工程においては、ＬＮＧ原料ガスのみを上記の第四ガス圧縮機９１でさらに臨界圧力以上に昇圧し、上記の場合、例えば５６ｂａｒａを１０５ｂａｒａまで圧縮することにより、以後の天然ガス液化工程は上述の第三の実施形態と全く同様の条件で運転することができる。

この実施形態の天然ガス処理方法によれば、セールスガスに要求される圧力がそれほど高くない場合（５６ｂａｒａ）であっても、天然ガス液化工程に供給するＬＮＧ原料ガスをのみを第四ガス圧縮機９１により昇圧することができるので（１０５ｂａｒａ）、第三の実施形態と同様の工程により処理ができ、ＬＮＧ製品の生産量を落とすことなく、セールスガス圧縮機１２の動力を有効に利用することができ、全体の電力エネルギーを節約しながらＬＮＧの生産も確保できるものである。

（５）第五の実施形態
図５は、本発明の天然ガス処理方法の第五の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備１００を示す概略構成図である。
図５において、図３に示した天然ガス処理設備５０と同一の構成要素には同一の符号を付して、その説明を省略する。
図５中、符号１００は天然ガス処理設備、１０５は天然ガス液化設備、１２０、１２１はライン、１２２は第三熱交換器、１２３は第二ガス膨張機、１２４は第四熱交換器、１２５はライン、１２９は第二ガス膨張機１２３と同軸の第三ガス圧縮機、１３０はライン、１３１は第四ガス圧縮機、１３２はラインをそれぞれ示している。

この天然ガス処理設備１００は、前処理設備５と、セールスガス生産設備６と、ＮＧＬ回収設備１１と、天然ガス液化設備１０５とから概略構成されている。
天然ガス液化設備１０５は、セールスガス圧縮機１２と、フラッシュドラム２２と、第一熱交換器２３と、液膨張機２４と、第二熱交換器２５と、第一ガス膨張機２６と、第三熱交換器１２２と、第二ガス膨張機１２３と、第四熱交換器１２４と、第二ガス膨張機１２３と同軸の第三ガス圧縮機１２９と、第四ガス圧縮機１３１とから概略構成されている。

本実施態様の天然ガス液化設備１０５が、上述の第三の実施形態の天然ガス液化設備５５と異なる点は、天然ガス液化設備１０５において、ＬＮＧ原料ガスを自己冷媒ガスとして利用する系が異なり、本実施形態は自己冷媒ガスとして循環させるものであり、前記の実施形態がセールスガス圧縮機１２にまで戻している点である。具体的には、ＬＮＧ原料ガスが分岐して供給されるライン２１のプロパン冷媒との熱交換をする第二熱交換器２５の後段で、ライン１２０とライン１２１とに分岐し、前者をＬＮＧ生産用のラインとし、後者を自己冷媒ガスとしてのみのラインとしたものであり、後者の自己冷媒ガスの一部をプロパン冷媒との熱交換をする第二熱交換器２５の前に戻してライン２１のガスに合流させ、循環するものである。それ以外は、上述の第三の実施形態と同じ構成である。

以下、上述の第三の実施形態との相違点を中心に本実施形態を説明する。
ライン２１において、プロパン冷媒と熱交換する第二熱交換器２５の後段でライン１２０と１２１に分岐する。後者のライン１２１は、第三熱交換器１２２と第二ガス膨張機１２３の間にて、自己冷媒ガスが循環するライン１３０に合流している。
第二ガス膨張機１２３は、その中途にガスの送出方向に沿って順に第四熱交換器１２４、第三熱交換器１２２が設けられたライン１２５を介して、第二ガス膨張機１２３と同軸の第三ガス圧縮機１２９に接続されている。

第三ガス圧縮機１２９は、さらにガスの送出方向に沿って順に第四ガス圧縮機１３１、第三熱交換器１２２が設けられたライン１３０を介して、第二ガス膨張機１２３に接続されている。
このように、ライン１３０とライン１２５により自己冷媒ガスの循環ループを形成している。
また、自己冷媒ガスの循環ループを形成するライン１３０から分岐したライン１３２は、第二熱交換器２５の直前にて、ライン２１と合流している。

次に、この天然ガス処理設備１００の作用を説明するとともに、この実施形態の天然ガス処理方法を説明するが、上述の実施形態と同様の部分については省略し、天然ガス液化工程について説明する。

本実施形態の天然ガス液化工程について説明する。
ライン１９へ送られるＬＮＧ原料ガスは、一部がライン２０に送られ、第一の実施形態の液化工程Ａと同様の液化工程Ａ２で処理され、残りは全て分岐したライン２１へ送られ、液化工程Ｄにて処理され、それぞれＬＮＧ製品を得る。

ライン２０へ送られたＬＮＧ原料ガスは、第一熱交換器２３にて−１５８℃まで冷却され（工程Ａ２−１）、次いで、液膨張機２４により断熱膨張させることによって減圧され（工程Ａ２−２）、この工程Ａ２−１と工程Ａ２−２とからなる液化工程Ａ２にてＬＮＧ粗製品として回収される。

一方、ライン２１へ送られたＬＮＧ原料ガスは、以下の工程Ｄ−１、Ｄ−２およびＤ−３からなる液化工程Ｄにて処理される。
すなわち、ライン２１に供給される６０℃のＬＮＧ原料ガスは、第二熱交換器２５でプロパン冷媒との熱交換により−３３℃まで冷却された後、ライン１２０とライン１２１へ分岐して送られる（工程Ｄ−１）。

ライン１２０へ送られたＬＮＧ原料ガスは、第三熱交換器１２２からライン１２５を経由して送られる高圧流体を冷媒とする第四熱交換器１２４により、−９７℃まで冷却される（工程Ｄ−２）。
次いで、上記で得られた−９７℃に冷却された原料ガスを、第一ガス膨張機２６により断熱膨張させることによってＬＮＧ粗製品を得る（工程Ｄ−３）。

次いで、工程Ａ２にて生成したＬＮＧ粗製品と、工程Ｄにて生成したＬＮＧ粗製品とを、フラッシュドラム２２の直前で合流させ、フラッシュドラ２２へ送る。

次いで、フラッシュドラム２２へ送られたＬＮＧ粗製品は、その圧力を調整し、ＬＮＧ製品としてライン２８を経由しポンプ２９により、ＬＮＧ貯蔵タンク１６へ送出し、ＬＮＧ製品４として回収する。
なお、フラッシュドラム２２は、圧力１．１ｂａｒａで運転されている。

また、フラッシュドラム２２からの−１６１℃のオフガスを、上述の実施形態と同様に第一ガス圧縮機３１により圧縮して、圧力１．８ｂａｒａとし、さらに、ブースター圧縮機３２により圧縮して、セールスガス圧縮機１２の入口における供給ガスの圧力（３０ｂａｒａ）まで昇圧した後、ライン１８を介してセールスガス圧縮機１２へ送る。

また、上記のＬＮＧを得るために工程Ｄにおける自己冷媒ガスの流れについて、工程ＤＤ−１から工程ＤＤ−９で説明する。
ライン２１に設けられた第二熱交換器２５でプロパン冷媒と熱交換されて−３３℃に冷却されたＬＮＧ原料ガスの一部が、自己冷媒ガスとしてライン１２１として分岐供給される。この分岐された配管の合流先は、第三熱交換器１２２と第二ガス膨張機１２３との間のライン１３３である（工程ＤＤ−１）。

ライン１３０に供給された自己冷媒ガスは、第二ガス膨張機１２３により断熱膨張して−１０２℃まで冷却される（工程ＤＤ−２）。
上記工程ＤＤ−２で得られた−１０２℃の自己冷媒ガスは、ライン１２５経由して第四熱交換器１２４に供給される（工程ＤＤ−３）。

上記工程ＤＤ−３で第四熱交換器１２４に供給された自己冷媒流体は、−３３℃のＬＮＧ原料ガスとの熱交換により−３７℃になる（工程ＤＤ−４）。
次いで、−３７℃の自己冷媒ガスは、ライン１２５を経由して第三熱交換器１２２に供給する（工程ＤＤ−５）。
第三熱交換器１２２に供給された−３７℃の自己冷媒ガスは、６０℃の自己冷媒ガスとの熱交換により４５℃となる（工程ＤＤ−６）。

次いで、４５℃となった自己冷媒ガスを、上記第二ガス膨張機１２３と同軸の第三ガス圧縮機１２９により圧縮して、圧力３０ｂａｒａとした後、ライン１３０を介して、第四ガス圧縮機１３１へ送る（工程ＤＤ−７）。
次いで、第四ガス圧縮機１３１へ送られた自己冷媒高圧ガスは、この第四ガス圧縮機１３１により１０５ｂａｒａまで昇圧した後、この自己冷媒ガスの一部は、ライン１３０を介して第三熱交換器１２２へ送られ、熱交換により−３３℃となる（工程ＤＤ−８）。
また、上記工程ＤＤ−８の自己冷媒ガスの残りは、ライン１３２を経由してライン２１へ送られ、ＬＮＧ原料ガスの一部と合流されてプロパン冷媒との熱交換に供される（工程ＤＤ−９）。このライン１３２を経由する自己冷媒ガス量は、ライン１２１を経由してライン１３３へ戻るガス量と同じである。

この実施形態の天然ガス処理方法によれば、上述の第三の実施形態以上の効果を奏することができる。すなわち、上述の第一の実施形態と同様の効果を奏するとともに、冷媒ガスを循環させることにより、冷媒ガスを調整する動力は増加するものの、ＬＮＧ原料ガスを液化する能力を向上させることができるので、ＬＮＧ製品の回収率を向上させることができる。したがって、ＬＮＧ製品の価格と、動力を消費する価格とのバランスから最適な生産システムを構築できるものである。
特に、冷媒ガスとして原料ガスをそのまま利用することができるので生産プロセス自体の設計に自由度が大きく、さらに原料ガスとして循環利用しているので原料費として無駄も全く発生しない。

（６）第六の実施形態
図６は、本発明の天然ガス処理方法の第六の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。
図６において、図５に示した天然ガス処理設備１００と同一の構成要素には同一符号を付して、その説明を省略する。
この天然ガス処理設備１４０が、上述の天然ガス処理設備１００と異なる点は、ＬＮＧ原料ガスが供給されるライン１９の中途、かつ、ライン２０とライン２１との分岐点よりも前に、ＬＮＧ原料ガスのみを臨界圧力以上になるように圧縮する第五ガス圧縮機１４１が設けられている点であり、それ以外は第五の実施形態と同じ構成である。

この天然ガス処理設備１４０の作用について、上述の第五の実施形態との相違点を中心に説明する。
本実施形態では、ＮＧＬ回収設備から供給されるリーンガスをセールスガス圧縮機１２で高圧にする際、第五の実施形態に比べて低い圧力、例えば５６ｂａｒａで運転することができ、セールスガス３を製品として生産する。
一方、天然ガス液化工程においては、ＬＮＧ原料ガスのみを上記第五ガス圧縮機１４１でさらに臨界圧力以上に昇圧し、上記の場合、例えば５６ｂａｒａを１０５ｂａｒａまで圧縮することにより、以後の天然ガス液化工程は上述の第五の実施形態と全く同様の条件で運転することができる。

この実施形態の天然ガス処理方法によれば、セールスガスに要求される圧力がそれほど高くない場合（５６ｂａｒａ）であっても、天然ガス液化工程に供給するＬＮＧ原料ガスをのみを第五ガス圧縮機１４１により昇圧することができるので（１０５ｂａｒａ）、第五の実施形態と同様の工程により処理ができ、ＬＮＧ製品の生産量を落とすことなく、セールスガス圧縮機１２の動力を有効に利用することができ、全体の電力エネルギーを節約しながらＬＮＧの生産も確保できるものである。

以下、実施例により本発明をさらに具体的に説明するが、本発明は以下の実施例に限定されるものではない。

（実施例１）
図１に示す天然ガス処理設備１０を用いて天然ガスの処理を行った。
ライン１８に供給されるリーンガス（組成：窒素４ｍｏｌ％、メタン９５ｍｏｌ％、エタン１ｍｏｌ％）の、セールスガス圧縮機１２への供給量を２０００（ＭＭＳＣＦＤ）とし、このうちの１０％の２００（ＭＭＳＣＦＤ）をＬＮＧ原料ガスとし、９０％の１８００ＭＭＳＣＦＤをセールスガス用とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表１に示す。
また、１（ＭＭＢＴＵ）当たり、セールスガスを２（ＵＳ＄）、ＬＮＧを４（ＵＳ＄）と想定して販売額を計算した（以下の実施例も同様）。
その結果、液化天然ガスの回収量は０．５６（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額は１３２８（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．４３０（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例２）
図３に示す天然ガス処理設備５０を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを使用し、セールスガスとＬＮＧ原料ガスの配分も同様とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表１に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は０．３９（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額は１２９４（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．３６３（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例３）
図５に示す天然ガス処理設備１０５を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを使用し、セールスガスとＬＮＧ原料ガスの配分も同様とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力、自己冷媒用の第四ガス圧縮機１３１の動力を、それぞれ表１に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は０．９１（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額は１３９７（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．３６３（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例４）
図１に示す天然ガス処理設備１０を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを仕様し、セールスガスを８０％の１６００（ＭＭＳＣＦＤ）とし、ＬＮＧ原料ガスを２０％の４００（ＭＭＳＣＦＤ）とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表２に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は１．１２（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額量は１３０４（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．４３０（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例５）
図３に示す天然ガス処理設備５０を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを使用し、実施例４と同様のセールスガスとＬＮＧ原料ガスの量と配分とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表２に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は０．７８（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額は１２３７（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．３６３（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例６）
図５に示す天然ガス処理設備１０５を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを使用し、実施例４と同様のセールスガスとＬＮＧ原料ガスの量と配分とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表２に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は１．８２（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額は１４４２（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．３６３（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例７）
図１に示す天然ガス処理設備１０を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを仕様し、セールスガスを６０％の１２００（ＭＭＳＣＦＤ）とし、ＬＮＧ原料ガスを４０％の８００（ＭＭＳＣＦＤ）とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表３に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は２．２４（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額量は１２５５（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．４３０（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例８）
図３に示す天然ガス処理設備５０を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを使用し、実施例７と同様のセールスガスとＬＮＧ原料ガスの量と配分とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表３に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は１．５６（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額は１１２０（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．３６３（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（実施例９）
図５に示す天然ガス処理設備１０５を用いて天然ガスの処理を行った。
上記実施例１と同様のリーンガスを使用し、実施例７と同様のセールスガスとＬＮＧ原料ガスの量と配分とした。
処理に必要な条件として、セールスガス圧縮機１２の動力、ブースターガス圧縮機３２の動力、第二熱交換器２５（プロパン冷媒冷却用）の動力を、それぞれ表３に示す。
その結果、液化天然ガスの回収量は３．６４（ＭＴＡ）であり、セールスガスとＬＮＧの販売総額は１５３３（ＭＭＵＳ＄／年）であった。
また、ＬＮＧ単位重量を生産するために必要な圧縮機の動力（スペシフィックパワー）は、０．３６３（ｋＷ・ｈｒ／ｋｇ−ＬＮＧ）であった。

（参考例１）
セールスガスを生産回収するために、実施例１で用いられた供給ガスを２０００（ＭＭＳＣＦＤ）にて供給し、１００％セールスガスとして生産した。
セールスガス圧縮機の必要な動力は１２２．５（ＭＷ）である。
その結果、セールスガスの販売額は１３５２（ＭＭＵＳ＄／年）であった。

（参考例２）
上記参考例１で用いられた供給ガスを１８００（ＭＭＳＣＦＤ）にて供給し、１００％セールスガスとして回収した。
セールスガス圧縮機の必要な動力は１１０．２５（ＭＷ）である。
その結果、セールスガスの販売額は１２１７（ＭＭＵＳ＄／年）であった。

（参考例３）
上記参考例１で用いられた供給ガスを１６００（ＭＭＳＣＦＤ）にて供給し、１００％セールスガスとして回収した。
セールスガス圧縮機の必要な動力は９８（ＭＷ）である。
その結果、セールスガスの販売額は１０８２（ＭＭＵＳＳ＄／年）であった。

（参考例４）
上記参考例１で用いられた供給ガスを１２００（ＭＭＳＣＦＤ）にて供給し、１００％セールスガスとして回収した。
セールスガス圧縮機の必要な動力は７３．５（ＭＷ）である。
その結果、セールスガスの回収量は８１１（ＭＭＵＳ＄／年）であった。

上記実施例１〜９および参考例１〜４の結果とそれらをまとめた表１〜３の結果から、本発明が、セールスガスとＮＧＬとを主製品として供給する天然ガス処理プラントにおいて、ＬＮＧを副製品として、それほどの投資も必要なく生産できることがわかる。
表１〜３の結果から、実施例１〜９は、液化天然ガスを効率的に回収できることが確認された。特に、セールスガスの生産がフルに行われていない場合、余剰のセールスガス圧縮機の動力を、天然ガス液化設備への供給ガスの昇圧のための動力として使用することにより、プラントの経済性を向上できることが分かる。

本発明の天然ガス処理方法は、新たな天然ガス処理プラントのみならず、特に、既存のセールスガスとＮＧＬとを供給しているプラントにおいても、簡単な改造でＬＮＧを併産することができるプラントとすることができる。

本発明の天然ガス処理方法の第一の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。本発明の天然ガス処理方法の第二の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。本発明の天然ガス処理方法の第三の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備５０を示す概略構成図である。本発明の天然ガス処理方法の第四の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。本発明の天然ガス処理方法の第五の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備１００を示す概略構成図である。本発明の天然ガス処理方法の第六の実施形態にて用いられる天然ガス処理設備を示す概略構成図である。

符号の説明

１・・・原料天然ガス、２・・・ＮＧＬ、３・・・セールスガス、４・・・ＬＮＧ、５・・・前処理設備、６・・・セールスガス生産設備、１０,４０，５０，９０，１００，１４０・・・天然ガス処理設備、１１・・・ＮＧＬ回収設備、１２・・・セールスガス圧縮機、１３・・・ライン、１４・・・セールスガスパイプライン、１５,５５,１０５・・・天然ガス液化設備、１６・・・ＬＮＧ貯蔵タンク、１７，１８，１９，２０，２１・・・ライン、２２・・・フラッシュドラム、２３・・・第一熱交換器、２４・・・液膨張機、２５・・・第二熱交換器、２６・・・第一ガス膨張機、２７・・・オフガスライン、２８・・・液体ライン、２９・・・ポンプ、３０・・・回収ライン、３１・・・第一ガス圧縮機、３２・・・ブースター圧縮機、４１・・・第二ガス圧縮機、６６,１１６・・・第二ガス膨張機、７０，７１，７２，７３・・・ライン、７４・・・第三熱交換器、７５・・・第二ガス膨張機、７６・・・第四熱交換器、７７・・・ライン、８１・・・第二ガス圧縮機、８２・・・ライン、９１・・・第四ガス圧縮機、１２０，１２１・・・ライン、１２２・・・第三熱交換器、１２３・・・第二ガス膨張機、１２４・・・第四熱交換器、１２５・・・ライン、１２９・・・第三ガス圧縮機、１３０・・・ライン、１３１・・・第四ガス圧縮機、１３２・・・ライン、１４１・・・第五ガス圧縮機。

Claims

天然ガスから天然ガス液（ＮＧＬ）とセールス用高圧ガス（セールスガス）とを主製品とし、液化天然ガス（ＬＮＧ）を副製品として回収する天然ガス処理方法であって、
原料天然ガス（１）から不純物を除去して精製天然ガスを得る前処理工程（５）と、
前処理工程（５）で得られた精製天然ガスを、炭素数が２以上の炭化水素が凝縮液化する温度まで冷却して炭素数が２以上のＮＧＬ製品（２）を回収するとともに、メタンを主成分としたリーンガスを分離するＮＧＬ回収工程（１１）と、
前記ＮＧＬ回収工程（１１）にて分離されたリーンガスの一部をガス圧縮手段（１２）により圧縮して高圧ガスを得るとともに、セールスガス（３）として出荷するセールスガス生産工程（６）と、
前記ＮＧＬ回収工程（１１）にて分離されたリーンガスの残りの一部をガス圧縮手段（１２）により圧縮して臨界圧力を超える高圧ガス（１９）を得た後、その高圧ガス（１９）をメタンが凝縮液化する温度まで冷却してＬＮＧ製品を得る天然ガス液化工程（１５）と、を備え、
前記天然ガス液化工程（１５）のガス圧縮手段（１２）として、前記セールスガス生産工程（６）のガス圧縮手段（１２）を用いることを特徴とする天然ガス処理方法。
前記天然ガス液化工程（１５）は、この工程に供給される臨界圧力を超えた高圧のリーンガスであるＬＮＧ原料ガス（１９）の一部（２０）を、ＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）との熱交換（２３）により冷却し、液膨張機（２４）により断熱膨張させる工程Ａと、
前記工程Ａに供給した残りのＬＮＧ原料ガス（２１）を、プロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却した後、ガス膨張機（２６）により断熱膨張させて液化する工程Ｂと、を備え、
前記工程Ａにて生成したＬＮＧと、前記工程Ｂにて生成したＬＮＧとを合流させて（２２）ＬＮＧ製品を（４）得ることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス処理方法。
前記工程Ａの冷却に用いたＬＮＧ製品を生産する際発生する低温ガス（２７）を、前記セールスガス生産工程のガス圧縮手段（１２）へ戻すことを特徴とする請求項２に記載の天然ガス処理方法。
前記天然ガス液化工程（１５）に供給するＬＮＧ原料ガス（１９）を、セールスガス生産工程（６）よりもさらに高圧化して（４１）、臨界圧力を超えた状態で用いることを特徴とする請求項１ないし３のいずれか１項に記載の天然ガス処理方法。
前記天然ガス液化工程（１５）は、この工程に供給される臨界圧力を超えた高圧のリーンガスであるＬＮＧ原料ガス（１９）の一部（２０）を、ＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）との熱交換（２３）により冷却し、液膨張機（２４）により断熱膨張させる工程Ａ１と、
前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の一部（７０）を、プロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却し、さらに前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の残部（７１）を含むＬＮＧ原料ガスからなる流体を冷却した自己冷媒体（７７）との熱交換により冷却した後、ガス膨張機（２６）により断熱膨張して液化し、ＬＮＧを得る工程Ｃと、を備え、
前記工程Ａ１にて生成したＬＮＧと、前記工程Ｃにて生成したＬＮＧとを合流させて（２２）ＬＮＧ製品（４）を得ることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス処理方法。
前記自己冷媒体（７７）は、前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の残部（７１）とプロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却されたガスの一部（７３）とからなり、前記残部（７１）を熱交換（７４）により冷却した後、前記ガスの一部（７３）と合流させた後、ガス膨張機（７５）により断熱膨張させ、その断熱膨張させた流体を自己冷媒体（７７）としてプロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却されたガスの残部（７２）と熱交換させる（７６）ことを特徴とする請求項５に記載の天然ガス処理方法。
前記自己冷媒体（７７）は、前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）の残部（７１）を、熱交換（７４）により冷却した後、ガス圧縮機（８１）により圧縮され、前記セールスガス生産工程（６）のガス圧縮手段（１２）へ戻される（８２）ことを特徴とする請求項６に記載の天然ガス処理方法。
前記工程Ａ１の冷却に用いたＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）を、前記セールスガス生産工程（６）のガス圧縮手段（１２）へ戻すことを特徴とする請求項５に記載の天然ガス処理方法。
前記天然ガス液化工程（１５）は、この工程に供給される臨界圧力を超えた高圧のリーンガスであるＬＮＧ原料ガス（１９）の一部（２０）を、ＬＮＧ製品を生産する際（２２）発生する低温ガス（２７）との熱交換により冷却し、液化した後、液膨張機（２４）により断熱膨張させる工程Ａ１と、
前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）をプロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却し、そのガスをＬＮＧ原料用と冷媒用とに分離し、ＬＮＧ原料用ガス（１２０）を、冷媒用ガス（１２１）を断熱膨張した自己冷媒体（１２５）との熱交換（１２４）により冷却した後、ガス膨張機（２６）により断熱膨張して液化し、ＬＮＧを得る工程Ｄと、を備え、
前記工程Ａ１にて生成したＬＮＧと、前記工程Ｄにて生成したＬＮＧとを合流させて（２２）ＬＮＧ製品（４）を得ることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス処理方法。
前記冷媒用ガス（１２１）を、ガス膨張機（１２３）により断熱膨張させ、その断熱膨張させた流体を、前記ＬＮＧ原料用ガス（１２０）と熱交換（１２４）させることを特徴とする請求項９に記載の天然ガス処理方法。
前記自己冷媒体（１２５）は、この自己冷媒体（１２５）がガス圧縮機（１２９，１３１）により圧縮されたガスの一部（１３３）を、熱交換（１２２）により冷却した後、ガス膨張機（１２３）により断熱膨張させ、その断熱膨張させた流体を、前記ＬＮＧ原料用ガス（１２０）と熱交換（１２４）した後、熱交換（１２２）により加熱され、前記ガス圧縮機（１２９，１３１）により圧縮される循環サイクルを形成することを特徴とする請求項９に記載の天然ガスの処理方法。
前記ガス圧縮機（１２９，１３１）により圧縮されたガスは、その一部（１３３）を前記冷媒ガス（１２４）と熱交換させた（１２２）後、前記プロパン冷媒との熱交換（２５）により冷却されたガスの残部（１２１）と合流させ、その残部（１３２）を前記工程Ａ１に供給したＬＮＧ原料ガスの残り（２１）と合流させることを特徴とする請求項１１に記載の天然ガス処理方法。
前記天然ガス液化工程（１５）に供給するＬＮＧ原料ガス（１９）を、セールスガス生産工程（６）よりもさらに高圧化して（４１，９１，１４１）、臨界圧力を超えた状態で用いることを特徴とする請求項５ないし１２のいずれか１項に記載の天然ガス処理方法。
前記天然ガス液化工程（１５）に供給する高圧ガス（１９，１９´）の圧力は、４０ｂａｒａ以上、１５０ｂａｒａ以下であることを特徴とする請求項１ないし１３のいずれか１項に記載の天然ガス処理方法。