JP2010501657A - 炭化水素流の処理方法及び処理装置 - Google Patents

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Abstract

プラント中で天然ガス流のような炭化水素流を処理する方法であって、（ａ）部分凝縮した原料流を第一気液分離器に供給する工程、（ｂ）第一気液分離器中の原料流をガス流及び液体流に分離する工程、（ｃ）工程（ｂ）で得られた液体流を膨張させ、次いでこれを第一供給点から第二気液分離器に供給する工程、（ｄ）工程（ｂ）で得られたガス流を膨張させて、少なくとも部分的に凝縮した流れとし、次いでこれを、第一供給点よりも高いレベルにある第二供給点から第二気液分離器に供給する工程、（ｅ）液化天然ガス流を、第二供給点よりも高いレベルにある第三供給点から第二気液分離器に供給する工程、（ｆ）第二気液分離器の頂部からＣ２＋稀薄ガス流を取出す工程、（ｇ）第二気液分離器の底部から液体流を取出す工程を含み、工程（ｅ）に供給される液化天然ガス流が、別のプラントからの液化天然ガスの供給源から得られる該方法。

Description

本発明は、天然ガス流のような炭化水素流の処理方法及び／又は処理装置に関する。
炭化水素流の処理方法及び処理装置が幾つか知られている。例えばＵＳ ２００５／０２６８６４９ Ａ１は、天然ガス又はその他、メタン豊富なガス流を処理して、高純度メタンを含む液化天然ガス（ＬＮＧ）及び主としてメタンより重質の炭化水素を含む液体流を製造する方法に関する。
この公知の方法は、むしろ複雑なため、資本経費（ＣＡＰＥＸ）が高く、しかも同時に特にエタンの回収率が不十分であるという問題がある。また、ＵＳ ２００５／０２６８６４９ Ａ１は、“残留流”の製造や残留流からのエタンの回収ではなく、主として天然ガスの液化に焦点を合わせているので、燃料ガスの製造量は最適ではない。
ＵＳ ２００５／０２６８６４９ Ａ１の別の問題は、方法又はプラントの始動にかなりの時間を要することである。
本発明の目的は、炭化水素流からのエタン及び重質炭化水素、特にエタンの回収率を維持又は更には向上しながら、同時に上記問題の１つ以上を最小化することである。
本発明の別の目的は、天然ガス流処理の代替方法を提供することである。
本発明は、プラント中で天然ガス流のような炭化水素流を処理する方法であって、
（ａ）部分凝縮した原料流を第一気液分離器に供給する工程、
（ｂ）第一気液分離器中の原料流をガス流及び液体流に分離する工程、
（ｃ）工程（ｂ）で得られた液体流を膨張させ、次いでこれを第一供給点から第二気液分離器に供給する工程、
（ｄ）工程（ｂ）で得られたガス流を膨張させて少なくとも部分的に凝縮した流れとし、次いでこれを、第一供給点よりも高いレベルにある第二供給点から第二気液分離器に供給する工程、
（ｅ）液化天然ガス流を、第二供給点よりも高いレベルにある第三供給点から第二気液分離器に供給する工程、
（ｆ）第二気液分離器の頂部からＣ２＋稀薄ガス流を取出す工程、
（ｇ）第二気液分離器の底部から液体流を取出す工程、
を少なくとも含み、工程（ｅ）に供給される液化天然ガス流が、別のプラントからの液化天然ガスの供給源から得られる該方法を提供する。
特定の局面では本発明は、プラント中で天然ガス流のような炭化水素流を処理する装置であって、
部分凝縮した原料流用入口、ガス流用第一出口及び液体流用第二出口を備えた第一気液分離器、
ガス流用第一出口、液体流用第二出口、並びに第一、第二及び第三の供給点を少なくとも備え、第三供給点は第二気液分離器内で第二供給点よりも高いレベルにあり、第二供給点は第二気液分離器内で第一供給点よりも高いレベルにある第二気液分離器、
第二気液分離器の第二供給点に接続した出口を有し、第一気液分離器の第一出口から得られたガス流を膨張させるための第一膨張器、及び
第二気液分離器の第一供給点に接続した出口を有し、第一気液分離器の第二出口から得られた液体流を膨張させるための第二膨張器、
を少なくとも有し、第三供給点は別のプラントからの液化天然ガスの供給源と接続している該装置を提供する。
以下に本発明を例示により図面を参照して更に説明する。
本発明による工程計画を概略的に示す。
この説明の目的で、単一符号はライン及びそのライン中の流れを表す。同じ符号は同様な構成部品を言う。
本発明の実施態様は、天然ガス流の処理に関し、また天然ガスからのエタン、プロパン、ブタン、及びペンタンのような高級炭化水素の少なくとも幾つかの回収を含んでよい。炭化水素の回収は種々の目的で行ってよい。１つの目的は、天然ガス液体（ＮＧＬ：通常、エタン、プロパン及びブタンで構成される）、液化石油ガス（ＬＰＧ：通常、プロパン及びブタンで構成される）又は凝縮物（通常、ブタン及びこれより高級の炭化水素で構成される）のようなメタンより高級の炭化水素生成物を主成分としてなる炭化水素流の製造であってよい。他の目的は、例えば販売ガスの所望仕様に合わせるため、炭化水素流の熱量調節であってよい。
本発明の開示で述べた驚くほど簡単な方法を用いて資本経費が著しく低下できることが見出された。一例として、第二気液分離器からの塔頂ガス流の（部分）還流は必要としない。
また簡単なため、ここで説明した方法及び装置は、非常に堅固であることが期待され、しかも公知の陣容（ｌｉｎｅ−ｕｐ）と比較して迅速に始動できる。
更に、ここで説明した方法を用いて高いエタン回収率が得られ、これにより一層稀薄なメタン豊富天然ガス流が生じることが見出された。この方法は、比較的高いエタン回収率を維持しながら、同時に７０バールより十分低い圧力を有する原料流に好適であると予想された。
他の利点は、この方法が広範な原料流組成物に好適なことである。
別の利点は、特に塔頂ガスを引続き第二気液分離器に液化又は還流しなければ、多量の販売ガスが製造されることである（例えばＵＳ ２００５／０２６８６４９ Ａ１とは対照的）。
炭化水素原料流は、処理に好適ないかなる炭化水素含有流であってもよいが、通常は天然ガス又は石油資源から得られる天然ガス流である。或いは天然ガス流は、フィッシャー・トロプシュ法のような合成供給源を含む他の供給源からも得られる。
通常、原料流は、ほぼメタンで構成される。原料流は、メタンを好ましくは６０モル％以上、更に好ましくは８０モル％以上含有する。
供給源により、天然ガスは、各種量の、エタン、プロパン、ブタン及びペンタンのようなメタンより重質の炭化水素や若干の芳香族炭化水素を含有する。天然ガス流は、Ｈ２Ｏ，Ｎ２，ＣＯ２，Ｈ２Ｓ及びその他の化合物等を含有してもよい。
本発明の実施態様は、原料流を第一気液分離器に供給する工程、原料流をガス流及び液体流に分離する工程、及びこれらガス流及び液体流を第二気液分離器に供給する工程を含む。
所望ならば、天然ガスを含有する原料流は、第一気液分離器に供給する前に予備処理してよい。この予備処理は、ＣＯ２及びＨ２Ｓのような望ましくない成分の除去、或いは予備冷却、予備加圧のような他の工程を含む。これらの工程は、当業者には周知なので、ここでは更に検討しない。炭化水素原料流は、ＣＯ２を好ましくは＜（未満）１モル％含有する。
第一及び第二の気液分離器は、スクラバー、蒸留塔等、ガス流及び液体流を得るための好適ないかなる手段であってもよい。所望ならば、３つ以上の気液分離器が存在してもよい。第二気液分離器は、好ましくは脱メタン器、即ち、第二気液分離器の塔頂流は、炭化水素原料流に比べてメタンが豊富であり、塔底流はエタンが豊富である。
ガス流及び液体流は、第二気液分離器に供給する前に膨張させてもよい。当業者は、膨張工程をいかなる膨張装置（例えばスロットバルブ、フラッシュバルブ又は普通の膨張器）を用いて各種方法で実施してよいことを理解している。
更に当業者は、所望ならば、処理した炭化水素流を更に処理してよいことを容易に理解している。また、第一及び第二の気液分離器間で中間の処理工程を行ってもよい。
本発明は、プラント中でＣ２＋希薄ガス流が生成し、これにより別のプラントからの液化天然ガス（ＬＮＧ）の供給源から得られる液化天然ガス流を使用する方法及び装置を提供する。以下、工程（ｅ）と言ってよい工程（ｗｈａｔ）において、ＬＮＧ流は第二気液分離器に導入してよい。
好ましくはＬＮＧ流は、温度が１００℃未満であり、少なくとも部分的に凝縮され、またメタンを６０モル％より多く、更に好ましくは８０モル％より多く含有する。語句“別のプラントからの液化天然ガスの供給源”とは、Ｃ２＋希薄ガス流が生成するプラントとは別個のプラントにおいて、ＬＮＧが製造されることを意味する。本発明の炭化水素処理プラントで生成するＬＮＧ流、例えば該処理中又は該処理の下流（例えば第二気液分離器の下流）で製造されるいかなるＬＮＧ流も使用されない。こうして、ＵＳ ２００５／０２６８６４９とは対照的に、他の所で製造された既存のＬＮＧ流、例えば別の液化プラントで製造されたＬＮＧ流が使用される。このような別個の供給源は、貯蔵タンクでも或いは近くの液化プラントからのＬＮＧ流であってもよい。またＬＮＧ流は、輸入ターミナルのＬＮＧ貯蔵タンクのような荷下ろし用ＬＮＧ運搬車から得たものでもよい。
工程（ｆ）では、第二気液分離器の頂部からガス流が取出される。工程（ｆ）で得られたガス流はＣ２＋希薄ガス流である。“Ｃ２＋希薄”とは、メタンが豊富で、炭素原子数２以上の炭化水素の割合が少ししかない流れのような、炭素原子数２以上の炭化水素の割合が少ないガス流を意味する。このようにして、工程（ｆ）で得られたガス流は、販売ガスとして使用するのに必要な組成及び／又は熱量を備えている。例えば、工程（ｆ）で第二気液分離器の頂部から取出されたＣ２＋希薄ガス流は、炭素原子数２以上の炭化水素を＜（未満）１０モル％、好ましくは＜５モル％、更に好ましくは＜２モル％、なお更に好ましくは＜１モル％含有する。
ここで説明した実施態様では、工程（ｆ）で得られたガス流は、ガスネットワークに送られ、メタン豊富なＬＮＧ流を得るために液化されない。
更に、工程（ｆ）で得られたガス流は、原料流と熱交換することが可能である。
更にまた、工程（ｅ）に供給されたＬＮＧ流は、予め原料流と熱交換してよい。
工程（ｇ）では、液体流が第二気液分離器の底部から取出される。この液体流は更に処理してもよい。このような処理中、好ましくは液体流は分留し、これによりエタンを含む２種以上の生成物が得られる。
前記部分凝縮原料流に存在する炭素原子数２以上の炭化水素の＞（より多い）７５モル％、好ましくは＞８０モル％、更に好ましくは＞８５モル％、なお更に好ましくは＞９０モル％、最も好ましくは＞９５モル％は、第二気液分離器から得られた液体流中に回収されることが好ましい。別の見方では、部分凝縮原料流に存在する炭素原子数２以上の炭化水素の≦（以下）２５モル％、好ましくは≦２０モル％、更に好ましくは≦１５モル％、なお更に好ましくは≦１０モル％、最も好ましくは≦５モル％は、工程（ｆ）で得られたガス流に移送される。
例えば部分凝縮原料流に存在するエタンの＞（より多い）７５モル％、好ましくは＞８０モル％、更に好ましくは＞８５モル％、なお更に好ましくは＞９０モル％、最も好ましくは＞９５モル％は、工程（ｇ）で得られる液体流中に回収されることが好ましい。別の見方では、部分凝縮原料流に存在するエタンの≦（以下）２５モル％は、好ましくは≦２０モル％、更に好ましくは≦１５モル％、なお更に好ましくは≦１０モル％、最も好ましくは≦５モル％は、工程（ｆ）で第二気液分離器から得られるガス流中に移送することが好ましい。
ここで説明した実施態様では、第一気液分離器から得られるガス流の（工程（ｄ）での）膨張中の圧力降下は、１５バール未満、更に好ましくは１０バール未満、なお更に好ましくは５バール未満である。これにより、処理工程でのエネルギー消費を減少できる。
第二気液分離器中の圧力は、１５〜４０バール、好ましくは２０〜３０バールが好ましい。例えば２３〜２７バール及び約２５バールである。
天然ガスのような炭化水素原料流の処理によりエタン及びこれより高級の炭化水素が或る程度まで回収される工程計画（全体を符号１で示す）の概略図である。
図１の工程計画は、第一気液分離器２、第二気液分離器３、第一膨張器６、第二膨張器７（スロットルバルブの形態で）、別のプラントからの別のＬＮＧ供給源（図１の実施態様ではＬＮＧ輸入ターミナルでのＬＮＧ貯蔵タンク）、ガスネットワーク１１及び分留ユニット９を有する。第二気液分離器３は、図１の実施態様の場合、脱メタン器のような蒸留塔３の形態で供給してよい。当業者は、所望ならば他の部品が存在してよいことを容易に理解している。
使用中、天然ガスを含有する部分凝縮原料流１０は、第一気液分離器２の入口２１に特定の入口温度及び入口圧力で供給される。第一気液分離器２の入口圧力は、１０〜１００バール、好ましくは３０バールを超え、好ましくは９０バール未満、更に好ましくは７０バール未満である。温度は、通常、０〜−８０℃である。部分凝縮原料流１０を得るため、各種方法で予備冷却しておいてよい。図１の実施態様では、原料流は、熱交換器１２でＣ２＋希薄ガス流６０（以下、ガス頭頂流６０又は単に頭頂流６０とも言う）と熱交換し、次いで熱交換器５でＬＮＧ流と熱交換しておいてよい。図１の実施態様では、ＬＮＧ流７０（流れ７０ａ、７０ｂで示す）は別のプラントを起源としている。流れ６０及び７０と熱交換する代りに、又は他にプロパンのような普通の外部冷媒或いは空気又は水冷却器のような他の冷却器も原料流１０の冷却に使用してよい。
所望ならば、原料流１０は第一気液分離器２に供給する前に更に予備処理しておいてもよい。一例として、Ｈ２０、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ及びペンタン以上の分子量を有する炭化水素成分は、第一気液分離器２に入れる前に少なくとも部分的に除去しておいてよい。
第一気液分離器２では、原料流１０（入口２１から供給）は、ガス流２０（第一出口２２から取出す）及び液体流３０（第二出口２３から取出す）に分離される。ガス流２０（以下、ガス塔頂流２０と言える）は、原料流１０に比べてメタンが豊富である。
液体流３０（以下、液体塔底流３０と言える）は、一般に液体で、通常、メタンの液化温度になった場合、凍結可能な幾つかの成分を含有する。塔底流３０は、液化石油ガス（ＬＰＧ）製品を形成するために別途に処理可能な特定の炭化水素も含有してよい。流れ３０は、第二膨張器７で蒸留塔３の圧力（通常、約２５バール）まで膨張され、流れ４０と同じ第一供給点３１に供給される。所望ならば、流れ４０を加熱するため、ライン４０上に更に熱交換器（図示せず）が存在してもよい。第二膨張器７は、液体膨張器やフラッシュバルブのような、いずれの膨張装置であってもよい。
第一分離器２の第一出口２２から取出されたガス塔頂流２０は第一膨張器６で少なくとも部分的に凝縮された後、少なくとも部分的に凝縮した流れ５０として第二供給点３２から蒸留塔３に供給される。第二供給点３２は、第一供給点３１よりも高いレベルにある。所望ならば、第一膨張器６と第二供給点３２との間で更に熱交換工程を行ってよい。冷流７０（以下に説明する）を使用することを考慮して、流れ５０には特別な冷却は必要ないので、膨張器６での圧力降下は、１５バール未満、更には１０バール未満であってよい。
所望ならば（図１の点線で示したように）、ガス塔頂流２０は、２つの流れに分裂させてよく、この“追加”流２０ａは、膨張器６ａで膨張させ、別の供給点３７から蒸留塔に供給される。
ＬＮＧ流７０は、熱交換器５中で原料流１０を冷却後、流れ７０ｂとして第三供給点３３から蒸留塔３に供給される。第三供給点３３は、第二供給点３２よりも高いレベルにある。第三供給点３３は、好ましくは蒸留塔３の頂部又はその付近にある。
蒸留塔３内の圧力は、１５〜４０バール、好ましくは２０〜３０バールであることが好ましい。
好ましくは、ＬＮＧ流７０の温度は、熱交換器５中で流れ１０と（流れ７０ａとして）熱交換する直前で、−１５０℃未満であり、第三供給点３３から第二気液分離器３に（流れ７０ｂとして）供給する直前では、−１００℃未満であるが、通常は、−１５０℃を超える。これにより、原料流１０に存在するエタンの大部分を回収するため、塔頂流６０を蒸留塔３に還流することは必要なくなる。その結果、資本経費は顕著に低下する。
第二気体／液体分離器３の頂部（第一出口３４）から得られたガス塔頂流６０は、熱交換器１２中で原料流１０と熱交換し、任意に圧縮機８（第一膨張器６に機能的に連結してよい）で圧縮した後、ガスネットワーク１１（販売ガスとして使用するため）に送られる。引続きガス流６０は、液化しないことが好ましい。
液体流８０（以下、液体塔底流８０とも言う）は、蒸留塔３の第二出口３５から取出される。液体塔底流８０は、周囲冷却器８１で冷却してよく、通常、種々の天然ガス液体生成物を集めるため、例えば分留ユニット９で１つ以上の分留工程を受ける。例えば、図１に示すように、分留ユニット９は、液化石油ガス（ＬＰＧ）及び凝縮物流のような２つ以上の液体流（１００，１１０）を製造する。通常、エタン流も分留ユニット９から製造される。
所望ならば、図１に示すように、液体塔底流８０の一部は流れ９０として蒸留塔３の底部に戻してよい。流れ８０の残部は流れ８０ａで示す。
当業者ならば、塔底流中に回収されたエタンの量は、供給源４を起源とするＬＮＧ流７０の組成にも依存することを理解している。ＬＮＧ流７０が大量のエタンを含有すれば、このエタンは、塔底流８０中にほぼ回収される。
表Ｉは、図１の例示方法における各所での流れの圧力及び温度の一覧表である。図１のライン１０の原料流は、ほぼ以下の組成を有する。メタン７９モル％、エタン１０モル％、プロパン６モル％、ブタン及びペンタン３モル％、並びにＮ２２モル％。Ｈ２Ｓ及びＨ２Ｏのような他の成分は予め除去した。
本発明では塔頂ガス流６０（販売ガスとして使用可能）の量は、塔頂流６０用に還流塔を用いて、塔頂流６０の一部を蒸留塔３に還流した他は、図１と同じ陣容と比べて比較的多かった。
当業者は、発明の範囲を逸脱することなく、多くの改変を行ってよいことを容易に理解している。一例として、圧縮機は２以上の圧縮段階を有してよい。更に各熱交換器は、複数の熱交換器列を有してよい。
ＵＳ ２００５／０２６８６４９ Ａ１
２ 第一気液分離器
３ 第二気液分離器
４ 液化天然ガス供給源
１０ 原料流又は部分凝縮原料流
２０ ガス流
３０ 液体流
３１ 第一供給点
３２ 第二供給点
３３ 第三供給点
４０ 膨張液体流
５０ 少なくとも部分的に凝縮した流れ
６０ Ｃ２＋稀薄ガス流
７０ 液化天然ガス流
７０ｂ 液化天然ガス流
８０ 液体流
８０ａ 液体流

Claims (14)

  1. プラント中で天然ガス流のような炭化水素流を処理する方法であって、
    （ａ）部分凝縮した原料流を第一気液分離器に供給する工程、
    （ｂ）第一気液分離器中の原料流をガス流及び液体流に分離する工程、
    （ｃ）工程（ｂ）で得られた液体流を膨張させ、次いでこれを第一供給点から第二気液分離器に供給する工程、
    （ｄ）工程（ｂ）で得られたガス流を膨張させて少なくとも部分的に凝縮した流れとし、次いでこれを、第一供給点よりも高いレベルにある第二供給点から第二気液分離器に供給する工程、
    （ｅ）液化天然ガス流を、第二供給点よりも高いレベルにある第三供給点から第二気液分離器に供給する工程、
    （ｆ）第二気液分離器の頂部からＣ２＋稀薄ガス流を取出す工程、
    （ｇ）第二気液分離器の底部から液体流を取出す工程、
    を少なくとも含み、工程（ｅ）に供給される液化天然ガス流が、別のプラントからの液化天然ガスの供給源から得られる該方法。
  2. 前記液化天然ガス流の温度が−１００℃未満である請求項１に記載の方法。
  3. 工程（ｆ）で得られたガス流がガスネットワークに送られる請求項１又は２に記載の方法。
  4. 工程（ｆ）で得られたガス流が液化されない請求項１〜３のいずれか１項以上に記載の方法。
  5. 工程（ｆ）で得られたガス流が原料流と熱交換される請求項１〜４のいずれか１項以上に記載の方法。
  6. 工程（ｅ）に供給される液化天然ガス流が、予め原料流と熱交換されている請求項１〜５のいずれか１項以上に記載の方法。
  7. 前記第二気液分離器の底部から取出された液体流が、分留され、これによりエタンを含む２種以上の生成物が得られる請求項１〜６のいずれか１項以上に記載の方法。
  8. 前記部分凝縮原料流中に存在するエタンの＞７５モル％が、工程（ｇ）で得られる液体流中で回収される請求項１〜７のいずれか１項以上に記載の方法。
  9. 工程（ｄ）における膨張中の圧力降下が、１５バール未満である請求項１〜８のいずれか１項以上に記載の方法。
  10. 前記第二気体／液体分離器中の圧力が、１５〜４０バールである請求項１〜９のいずれか１項以上に記載の方法。
  11. 工程（ｆ）の第二気体／液体分離器から取出されたＣ２＋稀薄ガス流が、炭素原子数２以上の炭化水素を＜（未満）１０モル％含むガス流である請求項１〜１０のいずれか１項以上に記載の方法。
  12. 前記別のプラントからの液化天然ガスの供給源が、液化天然ガス輸入ターミナルの液化天然ガス貯蔵タンクである請求項１〜１１のいずれか１項以上に記載の方法。
  13. プラント中で天然ガス流のような炭化水素流を処理する装置であって、
    部分凝縮した原料流用入口、ガス流用第一出口及び液体流用第二出口を備えた第一気液分離器、
    ガス流用第一出口、液体流用第二出口、並びに第一、第二及び第三の供給点を少なくとも備え、第三供給点は第二気液分離器内で第二供給点よりも高いレベルにあり、第二供給点は第二気液分離器内で第一供給点よりも高いレベルにある第二気液分離器、
    第二気液分離器の第二供給点に接続した出口を有し、第一気液分離器の第一出口から得られたガス流を膨張させるための第一膨張器、及び
    第二気液分離器の第一供給点に接続した出口を有し、第一気液分離器の第二出口から得られた液体流を膨張させるための第二膨張器、
    を少なくとも有し、第三供給点は別のプラントからの液化天然ガスの供給源と接続している該装置。
  14. 前記別のプラントからの液化天然ガスの供給源が、液化天然ガス輸入ターミナルにある液化天然ガス貯蔵タンクである請求項１３に記載の装置。


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