JP3234601B2 - 主にメタンから成り、少なくとも２モル％の窒素を含む炭化水素の液化混合物の原料ストックを脱ニトロ化する方法 - Google Patents
主にメタンから成り、少なくとも２モル％の窒素を含む炭化水素の液化混合物の原料ストックを脱ニトロ化する方法Info
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Description
【発明の詳細な説明】 詳細な説明 本発明は、主にメタンから成り、少なくとも２モル％
の窒素を含む炭化水素の液化混合物（LNGと略称する）
の原料ストックから窒素を除去してこの窒素含量を１モ
ル％未満にする方法に関する。
の窒素を含む炭化水素の液化混合物（LNGと略称する）
の原料ストックから窒素を除去してこの窒素含量を１モ
ル％未満にする方法に関する。
燃料ガスまたは燃料ガスの成分として使用するために
天然ガスという名称で供給されるガスは、主にメタンか
ら成り、また、一般には可変量（10モル％以上になるこ
ともある。）の窒素を含む炭化水素の混合物である。
天然ガスという名称で供給されるガスは、主にメタンか
ら成り、また、一般には可変量（10モル％以上になるこ
ともある。）の窒素を含む炭化水素の混合物である。
一般には、天然ガスを採取した場所で液化して液化天
然ガス（LNG）にし、この液化によって一定モル量の気
体の炭化水素混合物が占める体積を約600分の１にする
ことができ、これらの液化ガスをその使用場所まで輸送
するには、大気圧と等しいかわずかに高い圧力を有する
サイズの大きい断熱貯蔵容器に入れて行うことができ
る。液化ガスの使用場所では、液化ガスを燃料ガスまた
は燃料ガス成分としてすぐに使用するために気化させる
か、あるいは、後で使用するために輸送用の貯蔵容器と
同じ種類の貯蔵容器に貯蔵しておく。
然ガス（LNG）にし、この液化によって一定モル量の気
体の炭化水素混合物が占める体積を約600分の１にする
ことができ、これらの液化ガスをその使用場所まで輸送
するには、大気圧と等しいかわずかに高い圧力を有する
サイズの大きい断熱貯蔵容器に入れて行うことができ
る。液化ガスの使用場所では、液化ガスを燃料ガスまた
は燃料ガス成分としてすぐに使用するために気化させる
か、あるいは、後で使用するために輸送用の貯蔵容器と
同じ種類の貯蔵容器に貯蔵しておく。
液化天然ガス中に窒素がかなりの量、例えば１モル％
より多く存在すると、一定量の炭化水素の輸送コストが
増加し、さらに、一定量の液化天然ガスの気化により生
じる燃料ガスの発熱量が減少するので好ましくなく、液
化天然ガスは、それを輸送したり気化させる前に窒素除
去を行ってその窒素含量を許容できる値、一般には１モ
ル％未満、好ましくは0.5モル％未満に下げることが一
般に行われている。
より多く存在すると、一定量の炭化水素の輸送コストが
増加し、さらに、一定量の液化天然ガスの気化により生
じる燃料ガスの発熱量が減少するので好ましくなく、液
化天然ガスは、それを輸送したり気化させる前に窒素除
去を行ってその窒素含量を許容できる値、一般には１モ
ル％未満、好ましくは0.5モル％未満に下げることが一
般に行われている。
公知文献であるＪ−P.G.Jacks and J.C.McMillan著
“Economic removal of nitrogen from LNG",the journ
al Hydrocarbon Processing刊,December 1977,pages 13
3 to 136には、特に、窒素除去カラム中で再沸騰させな
がらストリップすることによる液化天然ガスの窒素除去
法が記載されている。該方法（図３参照）では、圧力が
大気圧よりも高いLNG原料ストックを間接熱交換により
冷却した後、大気圧付近まで減圧し、冷却したLNG原料
ストックを複数の理論分別段を含む窒素除去カラムに導
入し、LNG留分を窒素除去カラムの底部で回収し、該留
分を処理すべきLNG原料ストックとともに間接熱交換に
かけ、次いで、該熱交換後、この留分を再沸騰留分とし
て窒素除去カラムに再注入し、この注入は、窒素除去カ
ラムの一番底のトレイの下で行い、メタンおよび窒素に
富む気体留分は窒素除去カラムの上端で除去し、窒素を
除去したLNG流は該カラムの底部で抜き出す。窒素除去
カラムの上端で集めたメタンおよび窒素に富む気体留分
は、その中に含まれる負の熱量を回収した後に加圧して
燃料ガス流を作り、窒素除去プラントなどの場所で使用
される。
“Economic removal of nitrogen from LNG",the journ
al Hydrocarbon Processing刊,December 1977,pages 13
3 to 136には、特に、窒素除去カラム中で再沸騰させな
がらストリップすることによる液化天然ガスの窒素除去
法が記載されている。該方法（図３参照）では、圧力が
大気圧よりも高いLNG原料ストックを間接熱交換により
冷却した後、大気圧付近まで減圧し、冷却したLNG原料
ストックを複数の理論分別段を含む窒素除去カラムに導
入し、LNG留分を窒素除去カラムの底部で回収し、該留
分を処理すべきLNG原料ストックとともに間接熱交換に
かけ、次いで、該熱交換後、この留分を再沸騰留分とし
て窒素除去カラムに再注入し、この注入は、窒素除去カ
ラムの一番底のトレイの下で行い、メタンおよび窒素に
富む気体留分は窒素除去カラムの上端で除去し、窒素を
除去したLNG流は該カラムの底部で抜き出す。窒素除去
カラムの上端で集めたメタンおよび窒素に富む気体留分
は、その中に含まれる負の熱量を回収した後に加圧して
燃料ガス流を作り、窒素除去プラントなどの場所で使用
される。
上記で引用した窒素除去法の主な欠点は、窒素除去カ
ラムの上端で集めたメタンおよび窒素に富む気体留分か
ら得られる燃料ガスの量がその場所、一般には窒素除去
装置がある天然ガスの液化場所での条件よりもかなり多
いということである。得られる燃料ガスのメタン含量が
プラント条件に対応するように窒素の除去を行うと、窒
素除去カラムの上端で除去される気体留分およびその結
果得られるそれに応じた燃料ガスはかなりの量の窒素を
含み、それは、場合によっては50モル％より多くなりう
る。そのような燃料ガスを燃やすには、発熱量の小さい
燃料ガスに適応されるバーナー技術に頼る必要があり、
この結果、該燃料ガスを発熱量の大きい天然ガスで置き
換えることが必要になった場合、技術上の問題が生じ
る。
ラムの上端で集めたメタンおよび窒素に富む気体留分か
ら得られる燃料ガスの量がその場所、一般には窒素除去
装置がある天然ガスの液化場所での条件よりもかなり多
いということである。得られる燃料ガスのメタン含量が
プラント条件に対応するように窒素の除去を行うと、窒
素除去カラムの上端で除去される気体留分およびその結
果得られるそれに応じた燃料ガスはかなりの量の窒素を
含み、それは、場合によっては50モル％より多くなりう
る。そのような燃料ガスを燃やすには、発熱量の小さい
燃料ガスに適応されるバーナー技術に頼る必要があり、
この結果、該燃料ガスを発熱量の大きい天然ガスで置き
換えることが必要になった場合、技術上の問題が生じ
る。
ドイツ特許出願No.3,822,175（1990年４月１日公開）
は天然ガスの窒素除去法に関し、その方法では、高めら
れた圧力下にある天然ガスに含まれる高沸点化合物を分
離した後、その天然ガスを間接熱交換により冷却し、次
いで、２〜３バールに減圧して液化天然ガス相を作り、
２〜３バールで作動する窒素除去カラムに導入する。該
カラムの上端では窒素に富む気体留分が得られ、底部で
は窒素が除去されたLNG流が得られる。この方法では、
第一および第二の液体留分を、窒素除去カラムの中央部
分と下方部分との間で、液体天然ガス相の導入レベルよ
り下に位置するレベルで該カラムから抜き出し、これら
の留分を間接熱交換にかけて天然ガスを冷却し、次い
で、該熱交換後に該留分を窒素除去カラムに再注入す
る。各留分の再注入は、窒素除去カラムにおいてこの留
分を抜き出すレベルより下に位置するレベルで行い、そ
の結果、一番上で抜き出す留分の再注入レベルは、その
二つの留分の抜き出しレベルの間に位置する。
は天然ガスの窒素除去法に関し、その方法では、高めら
れた圧力下にある天然ガスに含まれる高沸点化合物を分
離した後、その天然ガスを間接熱交換により冷却し、次
いで、２〜３バールに減圧して液化天然ガス相を作り、
２〜３バールで作動する窒素除去カラムに導入する。該
カラムの上端では窒素に富む気体留分が得られ、底部で
は窒素が除去されたLNG流が得られる。この方法では、
第一および第二の液体留分を、窒素除去カラムの中央部
分と下方部分との間で、液体天然ガス相の導入レベルよ
り下に位置するレベルで該カラムから抜き出し、これら
の留分を間接熱交換にかけて天然ガスを冷却し、次い
で、該熱交換後に該留分を窒素除去カラムに再注入す
る。各留分の再注入は、窒素除去カラムにおいてこの留
分を抜き出すレベルより下に位置するレベルで行い、そ
の結果、一番上で抜き出す留分の再注入レベルは、その
二つの留分の抜き出しレベルの間に位置する。
本発明の主題は、再沸騰を伴う窒素除去カラムを使用
するLNGの改善された窒素除去法にあり、該方法によりL
NGの窒素含量を１モル％未満、特に0.5モル％未満に容
易に下げることができ、一方、得られる燃料ガスの量お
よびこの燃料ガスの窒素含量を制限することができる。
するLNGの改善された窒素除去法にあり、該方法によりL
NGの窒素含量を１モル％未満、特に0.5モル％未満に容
易に下げることができ、一方、得られる燃料ガスの量お
よびこの燃料ガスの窒素含量を制限することができる。
本発明の、主にメタンから成り、少なくとも２モル％
の窒素を含む炭化水素の液化混合物（LNG）の原料スト
ックから窒素を除去してこの窒素含量を１モル％未満に
減少させる方法は、0.5MPaより高い圧力で供給される、
処理すべきLNG原料ストックを間接熱交換によって冷却
し、減圧して0.1〜0.3MPaの圧力にし、冷却したLNG原料
ストックを、複数の理論分別段を含む窒素除去カラムに
導入し、少なくとも一つの第一LNG留分を冷却したLNG原
料ストックを導入したレベルよりも下に位置するレベル
において窒素除去カラムから回収し、該第一留分を、処
理すべきLNG原料ストックとの間接熱交換にかけ、次い
で、該熱交換の後、この第一留分を第一再沸騰留分とし
て窒素除去カラムに再注入し、この注入は、第一留分の
回収レベルより下に位置するレベルで行い、メタンおよ
び窒素に富む気体留分は窒素除去カラムの上端で除去
し、窒素除去されたLNG流は該カラムの底部で抜き出す
方法であり、処理すべきLNG原料ストックの減圧が、LNG
原料ストックと窒素除去カラムから回収されるLNG留分
との間の間接熱交換の上流または下流、好ましくは上流
にあるタービンにおいて動的に行われる第一減圧および
該間接熱交換と動的減圧との後に静的に行われる第二減
圧を含むことを特徴とする。
の窒素を含む炭化水素の液化混合物（LNG）の原料スト
ックから窒素を除去してこの窒素含量を１モル％未満に
減少させる方法は、0.5MPaより高い圧力で供給される、
処理すべきLNG原料ストックを間接熱交換によって冷却
し、減圧して0.1〜0.3MPaの圧力にし、冷却したLNG原料
ストックを、複数の理論分別段を含む窒素除去カラムに
導入し、少なくとも一つの第一LNG留分を冷却したLNG原
料ストックを導入したレベルよりも下に位置するレベル
において窒素除去カラムから回収し、該第一留分を、処
理すべきLNG原料ストックとの間接熱交換にかけ、次い
で、該熱交換の後、この第一留分を第一再沸騰留分とし
て窒素除去カラムに再注入し、この注入は、第一留分の
回収レベルより下に位置するレベルで行い、メタンおよ
び窒素に富む気体留分は窒素除去カラムの上端で除去
し、窒素除去されたLNG流は該カラムの底部で抜き出す
方法であり、処理すべきLNG原料ストックの減圧が、LNG
原料ストックと窒素除去カラムから回収されるLNG留分
との間の間接熱交換の上流または下流、好ましくは上流
にあるタービンにおいて動的に行われる第一減圧および
該間接熱交換と動的減圧との後に静的に行われる第二減
圧を含むことを特徴とする。
LNG原料ストックの動的第一減圧は、減圧タービンに
おいてLNGが気化しないような圧力まで行うのが有利で
ある。
おいてLNGが気化しないような圧力まで行うのが有利で
ある。
本発明によれば、第二LNG留分を、冷却したLNG原料ス
トックの導入レベルと第一LNG留分の回収レベルとの間
に位置するレベルにおいて窒素除去カラムから回収し、
この第二LNG留分を、すでに第一LNG留分とともに間接熱
交換を行ったLNG原料ストックとともに間接熱交換にか
け、間接熱交換後、この第二LNG留分を第二再沸騰留分
として窒素除去カラムに再注入し、この注入を該第一お
よび第二LNG留分の回収レベルの間に位置するレベルで
行うのが好ましい。第一LNG留分の回収レベルと第二LNG
留分の窒素除去カラムへと再注入レベルとは、少なくと
も２個の理論分別段で分けるのが好ましい。
トックの導入レベルと第一LNG留分の回収レベルとの間
に位置するレベルにおいて窒素除去カラムから回収し、
この第二LNG留分を、すでに第一LNG留分とともに間接熱
交換を行ったLNG原料ストックとともに間接熱交換にか
け、間接熱交換後、この第二LNG留分を第二再沸騰留分
として窒素除去カラムに再注入し、この注入を該第一お
よび第二LNG留分の回収レベルの間に位置するレベルで
行うのが好ましい。第一LNG留分の回収レベルと第二LNG
留分の窒素除去カラムへと再注入レベルとは、少なくと
も２個の理論分別段で分けるのが好ましい。
本発明方法の一態様によれば、窒素を除去すべきLNG
原料ストックをまず最初に動的第一減圧にかけた後、そ
の動的に減圧されたLNG原料ストックを大きい流れと小
さい流れに分け、大きい流れは窒素除去カラムから回収
したLNG留分とともに間接熱交換にかけた後、静的第二
減圧にかけ、小さい流れは窒素除去カラムの上端で除去
されるメタンおよび窒素に富む気体留分とともに間接熱
交換にかけて冷却した後、静的に減圧し、冷却・静的減
圧した大・小の流れを一緒にして冷却LNG原料ストック
とし、窒素除去カラムに導入する。
原料ストックをまず最初に動的第一減圧にかけた後、そ
の動的に減圧されたLNG原料ストックを大きい流れと小
さい流れに分け、大きい流れは窒素除去カラムから回収
したLNG留分とともに間接熱交換にかけた後、静的第二
減圧にかけ、小さい流れは窒素除去カラムの上端で除去
されるメタンおよび窒素に富む気体留分とともに間接熱
交換にかけて冷却した後、静的に減圧し、冷却・静的減
圧した大・小の流れを一緒にして冷却LNG原料ストック
とし、窒素除去カラムに導入する。
窒素除去カラムの上端で除去されるメタンおよび窒素
に富む気体留分は、より高温の流体とともに間接熱交換
することによって負の熱量を除いた後、適当な圧力まで
加圧して、窒素除去プラントなどの場所で用いる燃料ガ
ス流を作る。該加圧は、一般には多段階で行う。
に富む気体留分は、より高温の流体とともに間接熱交換
することによって負の熱量を除いた後、適当な圧力まで
加圧して、窒素除去プラントなどの場所で用いる燃料ガ
ス流を作る。該加圧は、一般には多段階で行う。
有利な態様によれば、燃料ガス流の留分を迂回させ
て、窒素除去カラムに導入される冷却したLNG原料スト
ックの温度より低い温度および窒素除去カラム上端を支
配する圧力に実質的に相当する圧力を有する部分液化ガ
ス留分に変換し、該変換を、加圧、窒素除去カラムの上
端で除去されるメタンおよび窒素に富む気体留分ととも
に行う間接熱交換、次いで静的減圧により行い、こうし
て得た部分液化ガス留分を還流流体として、窒素除去カ
ラム中に、冷却したLNG原料ストックの導入レベルとメ
タンおよび窒素に富む気体留分を除去するレベルとの間
に位置するレベルにおいて注入する。この方法により、
窒素除去カラムにおける分留が改善され、また、窒素除
去カラム上端で除去される気体留分に入るメタンの量が
減少する。
て、窒素除去カラムに導入される冷却したLNG原料スト
ックの温度より低い温度および窒素除去カラム上端を支
配する圧力に実質的に相当する圧力を有する部分液化ガ
ス留分に変換し、該変換を、加圧、窒素除去カラムの上
端で除去されるメタンおよび窒素に富む気体留分ととも
に行う間接熱交換、次いで静的減圧により行い、こうし
て得た部分液化ガス留分を還流流体として、窒素除去カ
ラム中に、冷却したLNG原料ストックの導入レベルとメ
タンおよび窒素に富む気体留分を除去するレベルとの間
に位置するレベルにおいて注入する。この方法により、
窒素除去カラムにおける分留が改善され、また、窒素除
去カラム上端で除去される気体留分に入るメタンの量が
減少する。
上記態様の別の様式で、窒素除去カラムの還流流体を
作ることを意図し、燃料ガス流の迂回される留分から成
る液化ガス留分から、ほとんど窒素から成るガスを生成
することを可能にする態様によれば、間接熱交換の段階
で生じる液化ガス留分を第一および第二流の液化ガスに
分け、第一液化ガス流は静的減圧を行って、窒素除去カ
ラム上端を支配する圧力に実質的に相当する圧力を有す
る減圧流を作り、第二液化ガスは減圧後、蒸留カラムで
分留して、このカラムの上端にほとんど窒素から成るガ
ス流を作り、また、該カラムの底部ではメタンと窒素と
から成る液体流を抜き出し、該液体流は静的減圧にかけ
ることにより、減圧流の圧力に実質的に相当する圧力を
有する減圧２相流を作り、減圧流および２相流を一緒に
して、窒素除去カラムに注入する還流流体を作る。この
別の様式では、減圧２相流を、減圧流と一緒にする前
に、ほとんど窒素から成る気体流の除去レベルと第二液
化ガス流の導入レベルとの間に位置する蒸留カラムのレ
ベルで、蒸留カラムの中身とともに間接熱交換させるの
が有利である。
作ることを意図し、燃料ガス流の迂回される留分から成
る液化ガス留分から、ほとんど窒素から成るガスを生成
することを可能にする態様によれば、間接熱交換の段階
で生じる液化ガス留分を第一および第二流の液化ガスに
分け、第一液化ガス流は静的減圧を行って、窒素除去カ
ラム上端を支配する圧力に実質的に相当する圧力を有す
る減圧流を作り、第二液化ガスは減圧後、蒸留カラムで
分留して、このカラムの上端にほとんど窒素から成るガ
ス流を作り、また、該カラムの底部ではメタンと窒素と
から成る液体流を抜き出し、該液体流は静的減圧にかけ
ることにより、減圧流の圧力に実質的に相当する圧力を
有する減圧２相流を作り、減圧流および２相流を一緒に
して、窒素除去カラムに注入する還流流体を作る。この
別の様式では、減圧２相流を、減圧流と一緒にする前
に、ほとんど窒素から成る気体流の除去レベルと第二液
化ガス流の導入レベルとの間に位置する蒸留カラムのレ
ベルで、蒸留カラムの中身とともに間接熱交換させるの
が有利である。
本発明によれば、窒素除去すべきLNGの動的第一減圧
を行うタービンで発生する仕事により、多段加圧の一部
を行い得る。この多段加圧は、窒素除去カラムの上端で
除去されるメタンおよび窒素に富む気体留分に対して、
該留分に含まれる負の熱量を回収した後に行われ、その
結果燃料ガス流を生成する。好ましくは、動的減圧ター
ビンで発生する仕事により該多段加圧の最終段階を行
う。
を行うタービンで発生する仕事により、多段加圧の一部
を行い得る。この多段加圧は、窒素除去カラムの上端で
除去されるメタンおよび窒素に富む気体留分に対して、
該留分に含まれる負の熱量を回収した後に行われ、その
結果燃料ガス流を生成する。好ましくは、動的減圧ター
ビンで発生する仕事により該多段加圧の最終段階を行
う。
窒素を除去すべきLNG原料ストックをさらに第一およ
び第二減圧の間で中間減圧にかけ、該原料ストックから
メタンおよび窒素に富む気体相を分離し、その負の熱量
を回収した後、該気体相を多段加圧の中間段階に注入し
て燃料ガス流を生成する。
び第二減圧の間で中間減圧にかけ、該原料ストックから
メタンおよび窒素に富む気体相を分離し、その負の熱量
を回収した後、該気体相を多段加圧の中間段階に注入し
て燃料ガス流を生成する。
他の特徴および利点は、本発明方法の多数の態様の下
記説明により、より明らかにされるであろう。下記説明
では、該態様を実施するためのプラントを図式的に示す
図１〜４を参照する。
記説明により、より明らかにされるであろう。下記説明
では、該態様を実施するためのプラントを図式的に示す
図１〜４を参照する。
これらの種々の図において、同一の構成要素には常に
同じ記号を付す。
同じ記号を付す。
図１において、導管１を経由してきた窒素を除去すべ
きLNGの原料ストックは、タービン21で動的第一減圧を
受けて導管１中のLNG原料ストックの圧力と0.1MPa〜0.3
MPaの圧力との中間圧力になる。該中間圧力は、好まし
くは、減圧タービン中でLNGが気化しない程度の圧力で
ある。この動的第一減圧により半減圧LNG流22が得ら
れ、次いで間接熱交換２を通って冷却され、バルブ３を
通過すると静的第二減圧を受けて圧力が0.1MPa〜0.3MP
になり、引き続き冷却される。冷却・減圧されたLNG原
料ストックは、導管４を経由して窒素除去カラム５に導
入される。該カラムは複数の理論分別段を含む分別カラ
ムであり、例えば、プレートカラムまたは充填カラムで
ある。第一LNG留分は、冷却・減圧されたLNG原料ストッ
クの導入レベルより下に位置するレベルに置かれた導管
６を経由して窒素除去カラム５から回収され、該留分
は、熱交換器２において、該交換器を通過するLNG原料
ストックとともに間接向流熱交換にかけられ、この原料
ストックは第一LNG留分の負の熱量によって冷却され
る。次いで、該熱交換後、この第一留分は第一再沸騰留
分として導管７経由でカラム５に再注入される。この注
入は、導管６を経由する第一LNG留分の回収レベルより
下に位置するレベルで行う。第二LNG留分も、導管８を
経由してカラム５から、冷却・減圧されたLNG原料スト
ックの導入レベルと第一LNG留分の回収レベルとの間に
位置するレベルにおいて回収され、該第二留分は、熱交
換器２において、すでに第一LNG留分とともに間接熱交
換を受けたLNG原料ストックとともに間接向流熱交換に
かけられ、該原料ストックが引き続き冷却される。次い
で、その熱交換後、この第二LNG留分は第二再沸騰留分
として導管９経由でカラム５に再注入される。この注入
は、該第一および第二留分の回収レベルの間に位置する
レベルで行われる。第一LNG留分の回収レベルと第二LNG
留分の窒素除去カラム５への再注入レベルとは、少なく
とも２個の理論分別段、すなわち、カラム５がプレート
型の場合は少なくとも２枚のトレイ、またはカラム５が
充填型の場合は少なくとも２枚の理論プレートに相当す
る充填の高さによって隔てる。メタンおよび窒素に富
み、導管４を通ってカラム５に導入されるLNG原料スト
ックの温度を実質的に有する気体留分は、導管10を経由
してカラム５の上端で除去される。貯蔵または輸送に適
する窒素除去LNG流は、カラム５の底部からポンプ12を
取り付けた導管11を経由して抜き出される。カラム５の
上端で除去される気体留分は、導管10を経由して熱交換
器13に送られ、そこで、より高温の１種または多数の流
体14との間接熱交換を受けて負の熱量を引き渡し、次い
で、その熱交換の後、第一冷却器17と関連した第一コン
プレッサ16および第二冷却器19と関連した第二コンプレ
ッサ18を含む多段コンプレッサ装置15の第一コンプレッ
サ16に導入する。該コンプレッサ装置は、使用の際に必
要とされる圧力まで加圧した燃料ガス流20を供給する。
きLNGの原料ストックは、タービン21で動的第一減圧を
受けて導管１中のLNG原料ストックの圧力と0.1MPa〜0.3
MPaの圧力との中間圧力になる。該中間圧力は、好まし
くは、減圧タービン中でLNGが気化しない程度の圧力で
ある。この動的第一減圧により半減圧LNG流22が得ら
れ、次いで間接熱交換２を通って冷却され、バルブ３を
通過すると静的第二減圧を受けて圧力が0.1MPa〜0.3MP
になり、引き続き冷却される。冷却・減圧されたLNG原
料ストックは、導管４を経由して窒素除去カラム５に導
入される。該カラムは複数の理論分別段を含む分別カラ
ムであり、例えば、プレートカラムまたは充填カラムで
ある。第一LNG留分は、冷却・減圧されたLNG原料ストッ
クの導入レベルより下に位置するレベルに置かれた導管
６を経由して窒素除去カラム５から回収され、該留分
は、熱交換器２において、該交換器を通過するLNG原料
ストックとともに間接向流熱交換にかけられ、この原料
ストックは第一LNG留分の負の熱量によって冷却され
る。次いで、該熱交換後、この第一留分は第一再沸騰留
分として導管７経由でカラム５に再注入される。この注
入は、導管６を経由する第一LNG留分の回収レベルより
下に位置するレベルで行う。第二LNG留分も、導管８を
経由してカラム５から、冷却・減圧されたLNG原料スト
ックの導入レベルと第一LNG留分の回収レベルとの間に
位置するレベルにおいて回収され、該第二留分は、熱交
換器２において、すでに第一LNG留分とともに間接熱交
換を受けたLNG原料ストックとともに間接向流熱交換に
かけられ、該原料ストックが引き続き冷却される。次い
で、その熱交換後、この第二LNG留分は第二再沸騰留分
として導管９経由でカラム５に再注入される。この注入
は、該第一および第二留分の回収レベルの間に位置する
レベルで行われる。第一LNG留分の回収レベルと第二LNG
留分の窒素除去カラム５への再注入レベルとは、少なく
とも２個の理論分別段、すなわち、カラム５がプレート
型の場合は少なくとも２枚のトレイ、またはカラム５が
充填型の場合は少なくとも２枚の理論プレートに相当す
る充填の高さによって隔てる。メタンおよび窒素に富
み、導管４を通ってカラム５に導入されるLNG原料スト
ックの温度を実質的に有する気体留分は、導管10を経由
してカラム５の上端で除去される。貯蔵または輸送に適
する窒素除去LNG流は、カラム５の底部からポンプ12を
取り付けた導管11を経由して抜き出される。カラム５の
上端で除去される気体留分は、導管10を経由して熱交換
器13に送られ、そこで、より高温の１種または多数の流
体14との間接熱交換を受けて負の熱量を引き渡し、次い
で、その熱交換の後、第一冷却器17と関連した第一コン
プレッサ16および第二冷却器19と関連した第二コンプレ
ッサ18を含む多段コンプレッサ装置15の第一コンプレッ
サ16に導入する。該コンプレッサ装置は、使用の際に必
要とされる圧力まで加圧した燃料ガス流20を供給する。
図２は、図１で図式的に示したプラントの全ての構成
要素と他の構成要素とを含むプラントを図式的に示し、
導管１を経由してきた窒素を除去すべきLNGの原料スト
ックは、タービン21で動的第一減圧を受けて導管１中の
LNG原料ストックの圧力と0.1MPa〜0.3MPaの圧力との中
間圧力になる。該中間圧力は、好ましくは、減圧タービ
ン中でLNGが気化しない程度の圧力である。この動的第
一減圧により半減圧LNG流22が得られ、これは、大きい
流れ23と小さい流れ24とに別れる。大きい流れ23は間接
熱交換器２で間接熱交換を受けて冷却され、次いで、バ
ルブ３を通過することにより静的第二減圧を受けて0.1M
Pa〜0.3MPaの圧力になり、引き続き冷却される。また、
小さい流れ24は間接熱交換器13に送られ、そこで、メタ
ンおよび窒素に富み、窒素除去カラム５の上端で導管10
を経由して除去される気体留分とともに間接向流熱交換
を受けて冷却され、次いで、バルブ25を通過することに
より静的に減圧されて0.1MPa〜0.3MPa付近の圧力にな
る。各バルブ３および25から出てくる冷却・減圧された
大きいLNG流23Dおよび小さいLNG流24Dは、合流して冷却
・減圧されたLNG原料ストックとなり、導管４を経由し
て窒素除去カラム５に導入される。窒素除去カラム５な
らびに間接熱交換器２および13で行われる操作として
は、図１のプラントの対応する構成要素に対して記載し
た操作が含まれる。コンプレッサ装置15は、コンプレッ
サ16および18ならびに関連する冷却器17および19の他
に、最終コンプレッサ26および関連冷却器27を含み、後
者のコンプレッサは、減圧タービン21によって駆動され
る。熱交換器13を通過した後、気体留分10は、３段階で
加圧、すなわち、最初にコンプレッサ16で、次にコンプ
レッサ18で、最後に最終コンプレッサ26で加圧され、コ
ンプレッサ26の出口で、使用の際に必要な圧力に加圧さ
れた燃料ガス流20を得る。
要素と他の構成要素とを含むプラントを図式的に示し、
導管１を経由してきた窒素を除去すべきLNGの原料スト
ックは、タービン21で動的第一減圧を受けて導管１中の
LNG原料ストックの圧力と0.1MPa〜0.3MPaの圧力との中
間圧力になる。該中間圧力は、好ましくは、減圧タービ
ン中でLNGが気化しない程度の圧力である。この動的第
一減圧により半減圧LNG流22が得られ、これは、大きい
流れ23と小さい流れ24とに別れる。大きい流れ23は間接
熱交換器２で間接熱交換を受けて冷却され、次いで、バ
ルブ３を通過することにより静的第二減圧を受けて0.1M
Pa〜0.3MPaの圧力になり、引き続き冷却される。また、
小さい流れ24は間接熱交換器13に送られ、そこで、メタ
ンおよび窒素に富み、窒素除去カラム５の上端で導管10
を経由して除去される気体留分とともに間接向流熱交換
を受けて冷却され、次いで、バルブ25を通過することに
より静的に減圧されて0.1MPa〜0.3MPa付近の圧力にな
る。各バルブ３および25から出てくる冷却・減圧された
大きいLNG流23Dおよび小さいLNG流24Dは、合流して冷却
・減圧されたLNG原料ストックとなり、導管４を経由し
て窒素除去カラム５に導入される。窒素除去カラム５な
らびに間接熱交換器２および13で行われる操作として
は、図１のプラントの対応する構成要素に対して記載し
た操作が含まれる。コンプレッサ装置15は、コンプレッ
サ16および18ならびに関連する冷却器17および19の他
に、最終コンプレッサ26および関連冷却器27を含み、後
者のコンプレッサは、減圧タービン21によって駆動され
る。熱交換器13を通過した後、気体留分10は、３段階で
加圧、すなわち、最初にコンプレッサ16で、次にコンプ
レッサ18で、最後に最終コンプレッサ26で加圧され、コ
ンプレッサ26の出口で、使用の際に必要な圧力に加圧さ
れた燃料ガス流20を得る。
燃料ガス流20の留分28は迂回され、コンプレッサ29で
の加圧、次いでコンプレッサ29と関連する冷却器30での
冷却、次いで間接熱交換器13とコンプレッサ装置15との
間にある間接熱交換器31での間接向流熱交換による冷
却、次いでメタンおよび窒素に富み、窒素除去カラム５
の上端で導管10を経由して除去される気体留分とともに
該熱交換器13で間接向流熱交換を受けることによる冷
却、最後にバルブ32による静的減圧を含む処理を受け
て、該カラム５に導入される冷却LNG原料ストックより
低い温度およびこのカラムの上端を支配する圧力に実質
的に相当する圧力を有する部分液化ガス留分になる。部
分液化ガス留分は、導管33を経由して還流流体としてカ
ラム５に注入され、その注入レベルは、冷却LNG原料ス
トックが導管４を経由して導入されるレベルと窒素およ
びメタンに富む低温の気体留分が導管10を経由して除去
されるレベルとの間に位置する。
の加圧、次いでコンプレッサ29と関連する冷却器30での
冷却、次いで間接熱交換器13とコンプレッサ装置15との
間にある間接熱交換器31での間接向流熱交換による冷
却、次いでメタンおよび窒素に富み、窒素除去カラム５
の上端で導管10を経由して除去される気体留分とともに
該熱交換器13で間接向流熱交換を受けることによる冷
却、最後にバルブ32による静的減圧を含む処理を受け
て、該カラム５に導入される冷却LNG原料ストックより
低い温度およびこのカラムの上端を支配する圧力に実質
的に相当する圧力を有する部分液化ガス留分になる。部
分液化ガス留分は、導管33を経由して還流流体としてカ
ラム５に注入され、その注入レベルは、冷却LNG原料ス
トックが導管４を経由して導入されるレベルと窒素およ
びメタンに富む低温の気体留分が導管10を経由して除去
されるレベルとの間に位置する。
図３に図式的に示したプラントを使用する本発明方法
の態様は、図２に図式的に示したプラントを使用する方
法の態様と、窒素を少なくした還流流体およびほとんど
窒素から成るガス流を生成するために窒素除去カラムの
還流流体となる液化ガス留分を追加処理する点において
のみ異なる。従って、図３のプラントは、図２のプラン
トの全ての構成要素および該追加処理に適切な部材を含
む。図３では、導管１を経由してきた窒素を除去すべき
LNGの原料ストックを、図２のプラントを用いる態様で
記載した処理と同様の処理にかける。上記追加処理に対
しては、間接熱交換器31および13で順次行われる間接熱
交換により生じる液化ガス留分28Rを第一液化ガス流34
および第二液化ガス流35に分ける。第一液化ガス流34
は、バルブ32を経由することにより静的減圧を受けて、
窒素除去カラム５の上端を支配する圧力に実質的に相当
する圧力を有する減圧流になる。第二液化ガス流35は、
バルブ36を通過して静的減圧を受けた後、蒸留カラム37
での分留にかけられ、このカラムの上端では、ほとんど
窒素から成るガス流41が作られ、該カラム37の底部では
メタンおよび窒素から成る液体流38を抜き出す。液体流
38は、バルブ39を通過することにより静的減圧を受け
て、バルブ32から出でくる減圧流に実質的に相当する圧
力になり、次いで、得られる減圧２相流40は、蒸留カラ
ム37の上部を通過して、このカラムの中身とともに間接
熱交換され、該中身をさらに冷却する。蒸留カラム37で
の通過レベルは、ガス流41の除去レベルと第二液化ガス
流35の導入レベルとの間に位置する。その後、その減圧
２相流はバルブ32から出てくる減圧流と合流して部分液
化ガス留分となり、導管33を経由して、還流流体として
窒素除去カラム５に注入される。ほとんど窒素から成
り、蒸留カラム37の上端で除去されるガス流41は、導管
33を経由して窒素除去カラム５に注入される還流流体の
温度と導管４を経由して該カラム５に導入される冷却LN
G原料ストックの温度との間の温度を有する。このガス
流41は、間接熱交換器13および31を順次通過するように
送られ、間接向流熱交換によって、その負の熱量がより
高温の流体、特に燃料ガス20から迂回される留分28およ
び半減圧LNG原料ストックの小さい流れ24に回収され、
使用に供される。
の態様は、図２に図式的に示したプラントを使用する方
法の態様と、窒素を少なくした還流流体およびほとんど
窒素から成るガス流を生成するために窒素除去カラムの
還流流体となる液化ガス留分を追加処理する点において
のみ異なる。従って、図３のプラントは、図２のプラン
トの全ての構成要素および該追加処理に適切な部材を含
む。図３では、導管１を経由してきた窒素を除去すべき
LNGの原料ストックを、図２のプラントを用いる態様で
記載した処理と同様の処理にかける。上記追加処理に対
しては、間接熱交換器31および13で順次行われる間接熱
交換により生じる液化ガス留分28Rを第一液化ガス流34
および第二液化ガス流35に分ける。第一液化ガス流34
は、バルブ32を経由することにより静的減圧を受けて、
窒素除去カラム５の上端を支配する圧力に実質的に相当
する圧力を有する減圧流になる。第二液化ガス流35は、
バルブ36を通過して静的減圧を受けた後、蒸留カラム37
での分留にかけられ、このカラムの上端では、ほとんど
窒素から成るガス流41が作られ、該カラム37の底部では
メタンおよび窒素から成る液体流38を抜き出す。液体流
38は、バルブ39を通過することにより静的減圧を受け
て、バルブ32から出でくる減圧流に実質的に相当する圧
力になり、次いで、得られる減圧２相流40は、蒸留カラ
ム37の上部を通過して、このカラムの中身とともに間接
熱交換され、該中身をさらに冷却する。蒸留カラム37で
の通過レベルは、ガス流41の除去レベルと第二液化ガス
流35の導入レベルとの間に位置する。その後、その減圧
２相流はバルブ32から出てくる減圧流と合流して部分液
化ガス留分となり、導管33を経由して、還流流体として
窒素除去カラム５に注入される。ほとんど窒素から成
り、蒸留カラム37の上端で除去されるガス流41は、導管
33を経由して窒素除去カラム５に注入される還流流体の
温度と導管４を経由して該カラム５に導入される冷却LN
G原料ストックの温度との間の温度を有する。このガス
流41は、間接熱交換器13および31を順次通過するように
送られ、間接向流熱交換によって、その負の熱量がより
高温の流体、特に燃料ガス20から迂回される留分28およ
び半減圧LNG原料ストックの小さい流れ24に回収され、
使用に供される。
図４に図式的に示したプラントを使用する本発明方法
の態様は、図３に図式的に示したプラントを使用する方
法の態様と、間接熱交換器２において間接熱交換を行う
前に半減圧LNG原料ストックの大きい流れ23の追加減圧
を行う点においてのみ異なる。この追加減圧は、その流
れ23からメタンおよび窒素に富む気体相を分離し、多段
コンプレッサ装置15の入口に送られる気体留分10の量を
少なくするためであり、気体相は、コンプレッサ装置15
における気体留分の加圧の中間段階において気体留分10
に再注入される。図４は、図３の全ての構成要素および
他の構成要素を含み、導管１を経由してきた窒素を除去
すべきLNG原料ストックは、タービン21で動的第一減圧
を受けて半減圧LNG流22となり、小さい流れ24（図２に
関する態様で示したように処理される。）と大きい流れ
23とに分けられる。この半減圧LNGの大きい流れは、バ
ルブ42および分離器ボトル43を通過することにより追加
の静的減圧を受けて、バルブ３の下流側での圧力を0.1M
Pa〜0.3MPaに保つ。メタンおよび窒素に富む気体留分45
は、該分離器43の上端で除去され、LNG流44は、この分
離器の底部で抜き出される。このLNG流は、次に、図３
のプラントを使用する方法の態様での大きいLNG流23の
処理において記載した操作を含み、窒素除去LNG流11、
燃料ガス流20および窒素流41を生じる処理を受ける。メ
タンおよび窒素に富む気体相45は、間接熱交換器13およ
び31を順次通過するように送られ、その負の熱量をより
高温の流体、特に燃料ガス20から迂回される留分28およ
び半減圧LNG原料ストックの小さい流れ24に、間接向流
熱交換により引き渡す。次いで、コンプレッサ46の吸引
側に送られるが、コンプレッサ46は多段コンプレッサ装
置15のコンプレッサ16によっても供給を受け、その供給
は、冷却器17を通ってコンプレッサ装置15のコンプレッ
サ18の吸引側へ順次連結している。
の態様は、図３に図式的に示したプラントを使用する方
法の態様と、間接熱交換器２において間接熱交換を行う
前に半減圧LNG原料ストックの大きい流れ23の追加減圧
を行う点においてのみ異なる。この追加減圧は、その流
れ23からメタンおよび窒素に富む気体相を分離し、多段
コンプレッサ装置15の入口に送られる気体留分10の量を
少なくするためであり、気体相は、コンプレッサ装置15
における気体留分の加圧の中間段階において気体留分10
に再注入される。図４は、図３の全ての構成要素および
他の構成要素を含み、導管１を経由してきた窒素を除去
すべきLNG原料ストックは、タービン21で動的第一減圧
を受けて半減圧LNG流22となり、小さい流れ24（図２に
関する態様で示したように処理される。）と大きい流れ
23とに分けられる。この半減圧LNGの大きい流れは、バ
ルブ42および分離器ボトル43を通過することにより追加
の静的減圧を受けて、バルブ３の下流側での圧力を0.1M
Pa〜0.3MPaに保つ。メタンおよび窒素に富む気体留分45
は、該分離器43の上端で除去され、LNG流44は、この分
離器の底部で抜き出される。このLNG流は、次に、図３
のプラントを使用する方法の態様での大きいLNG流23の
処理において記載した操作を含み、窒素除去LNG流11、
燃料ガス流20および窒素流41を生じる処理を受ける。メ
タンおよび窒素に富む気体相45は、間接熱交換器13およ
び31を順次通過するように送られ、その負の熱量をより
高温の流体、特に燃料ガス20から迂回される留分28およ
び半減圧LNG原料ストックの小さい流れ24に、間接向流
熱交換により引き渡す。次いで、コンプレッサ46の吸引
側に送られるが、コンプレッサ46は多段コンプレッサ装
置15のコンプレッサ16によっても供給を受け、その供給
は、冷却器17を通ってコンプレッサ装置15のコンプレッ
サ18の吸引側へ順次連結している。
上記説明を補足するために、本発明方法の態様の４個
の実施例を以下に示すが、本発明は以下の実施例により
限定されるものではない。各態様は、図１〜４に図式的
に示すプラントから選択される種々のプラントを使用す
る。
の実施例を以下に示すが、本発明は以下の実施例により
限定されるものではない。各態様は、図１〜４に図式的
に示すプラントから選択される種々のプラントを使用す
る。
実施例１ 下記組成（モル）を有するLNG（液化天然ガス）を図
１に図式的に示したのと同じプラントを使用し、上述し
たように操作することにより処理した。
１に図式的に示したのと同じプラントを使用し、上述し
たように操作することにより処理した。
− メタン :88％ − エタン : 5.2％ − プロパン : 1.7％ − イソブタン : 0.3％ − ｎ−ブタン : 0.4％ − イソペンタン : 0.1％ − 窒素 : 4.3％ 流量20,000キロモル／時間、圧力5.7MPaおよび温度−
149.3℃で導管１を経由してきた窒素を除去すべきLNG原
料ストックが、タービン21で動的第一減圧を受けて、温
度−150℃および圧力450kPaの半減圧LNG流22となった。
その半減圧LNG流22は、間接熱交換器２を通過して第一
冷却されて−162℃になり、次いで、バルブ３を通過し
て第二減圧を受け、温度−166℃および圧力120kPaの冷
却・減圧LNG原料ストックとなった。その原料ストック
を、下方に順次番号を付けた11個のトレイを含む窒素除
去カラム５の一番上のトレイに導入した。第一LNG留分
を、カラム５から10番目のトレイのレベルで、導管６を
経由して回収した。該留分の温度は−159.5℃であり、
流量は19,265キロモル／時間であった。該留分は、次い
で、間接熱交換器２を通過し、導管７を経由して、カラ
ム５の11番目のトレイの下に位置するレベルで、カラム
５に第一再沸騰留分として戻した。第二LNG留分は、カ
ラム５から第４トレイのレベルで、導管８を経由して回
収した。該留分の温度は−164℃であり、流量は19,425
キロモル／時間であった。次いで、該留分は、間接熱交
換器２を通過し、導管９を経由して、カラム５の第４と
第５のトレイの間に位置するレベルで、カラム５に第二
再沸騰留分として戻した。温度が−158.5℃で、窒素の
モル含量が0.2％である窒素除去LNG流は、カラム５の底
部で、導管11を経由して、18,290キロモル／時間の流量
で抜き出した。温度−166℃および圧力120kPaの気体留
分は、カラム５の上端で、導管10を経由て、1713キロモ
ル／時間の流量で除去した。該留分は48.1モル％の窒素
および51.9％のメタンを含み、高級炭化水素は40ppm
（モル）未満であった。気体留分10は熱交換器13を通
り、そこで、温度−25℃の流体とともに間接向流熱交換
されて、−46℃の温度になった。次いで、コンプレッサ
装置15の第一コンプレッサ16の吸引側に送られて加圧さ
れた。冷却器19で冷却された後、温度40℃、圧力2.5MPa
の加圧燃料ガス流20がこの多段コンプレッサ装置15から
1713キロモル／時間で供給された。
149.3℃で導管１を経由してきた窒素を除去すべきLNG原
料ストックが、タービン21で動的第一減圧を受けて、温
度−150℃および圧力450kPaの半減圧LNG流22となった。
その半減圧LNG流22は、間接熱交換器２を通過して第一
冷却されて−162℃になり、次いで、バルブ３を通過し
て第二減圧を受け、温度−166℃および圧力120kPaの冷
却・減圧LNG原料ストックとなった。その原料ストック
を、下方に順次番号を付けた11個のトレイを含む窒素除
去カラム５の一番上のトレイに導入した。第一LNG留分
を、カラム５から10番目のトレイのレベルで、導管６を
経由して回収した。該留分の温度は−159.5℃であり、
流量は19,265キロモル／時間であった。該留分は、次い
で、間接熱交換器２を通過し、導管７を経由して、カラ
ム５の11番目のトレイの下に位置するレベルで、カラム
５に第一再沸騰留分として戻した。第二LNG留分は、カ
ラム５から第４トレイのレベルで、導管８を経由して回
収した。該留分の温度は−164℃であり、流量は19,425
キロモル／時間であった。次いで、該留分は、間接熱交
換器２を通過し、導管９を経由して、カラム５の第４と
第５のトレイの間に位置するレベルで、カラム５に第二
再沸騰留分として戻した。温度が−158.5℃で、窒素の
モル含量が0.2％である窒素除去LNG流は、カラム５の底
部で、導管11を経由して、18,290キロモル／時間の流量
で抜き出した。温度−166℃および圧力120kPaの気体留
分は、カラム５の上端で、導管10を経由て、1713キロモ
ル／時間の流量で除去した。該留分は48.1モル％の窒素
および51.9％のメタンを含み、高級炭化水素は40ppm
（モル）未満であった。気体留分10は熱交換器13を通
り、そこで、温度−25℃の流体とともに間接向流熱交換
されて、−46℃の温度になった。次いで、コンプレッサ
装置15の第一コンプレッサ16の吸引側に送られて加圧さ
れた。冷却器19で冷却された後、温度40℃、圧力2.5MPa
の加圧燃料ガス流20がこの多段コンプレッサ装置15から
1713キロモル／時間で供給された。
実施例２ 組成、圧力および流量が実施例１のLNGと同じであるL
NGを、図２で図式的に示したものと同じプラントを使用
し、上述したように操作して処理した。
NGを、図２で図式的に示したものと同じプラントを使用
し、上述したように操作して処理した。
温度−148.2℃で導管１を経由してきたLNG原料ストッ
クが、タービン21で動的第一減圧を受けて、温度−149
℃および圧力450kPaの半減圧LNG流22となった。その半
減圧流LNG22を、流量が各々19,100キロモル／時間およ
び900キロモル／時間である大きい流れ23および小さい
流れ24に分けた。大きい流れ23は、熱交換器２を通過す
ることにより第一冷却を受けて−162℃になり、次い
で、バルブ３により第二減圧を受けて、温度−166℃、
圧力120kPaの冷却・減圧された大きいLNG流23Dになっ
た。小さい流れ24は、間接熱交換器13を通過することに
より−164℃に冷却され、次いで、バルブ25により減圧
されて、温度−167℃、圧力120kPaの減圧・冷却された
小さいLNG流24Dになった。冷却・減圧された大きいLNG
流23Dおよび小さいLNG流24Dは合流して、下方に順次番
号を付けた11個のトレイを含む窒素除去カラム５の一番
上のトレイに導管４を経由して導入されるLNG原料スト
ックとなった。第一および第二LNG留分はカラム５から
回収し、間接熱交換器２に送り、次いで、実施例１に示
した再沸騰留分としてカラム５に戻した。導管６を通過
する第一LNG留分は、温度−159.5℃および流量19,600キ
ロモル／時間であり、導管８を通過する第二LNG留分
は、温度−165℃および流量19,700キロモル／時間であ
った。温度が−158.5℃で、窒素のモル含量が0.2％であ
る窒素除去LNG流が、カラム５の底部から導管11を経由
して18,520キロモル／時間の流量で抜き出された。温度
−169℃および圧力120kPaの気体留分は、カラム５の上
端から導管10を経由して1976キロモル／時間の流量で除
去された。該留分は、55.8モル％の窒素および44.2モル
％のメタンを含んでいた。気体留分10の温度を、間接熱
交換器13および31に順次通すことにより、−45℃、次い
で−25℃にした後、該気体留分をコンプレッサ装置15の
第一コンプレッサ16の吸引側に送って、最初にコンプレ
ッサ16、次いでコンプレッサ18、最後に最終コンプレッ
サ26の３段階で加圧した。
クが、タービン21で動的第一減圧を受けて、温度−149
℃および圧力450kPaの半減圧LNG流22となった。その半
減圧流LNG22を、流量が各々19,100キロモル／時間およ
び900キロモル／時間である大きい流れ23および小さい
流れ24に分けた。大きい流れ23は、熱交換器２を通過す
ることにより第一冷却を受けて−162℃になり、次い
で、バルブ３により第二減圧を受けて、温度−166℃、
圧力120kPaの冷却・減圧された大きいLNG流23Dになっ
た。小さい流れ24は、間接熱交換器13を通過することに
より−164℃に冷却され、次いで、バルブ25により減圧
されて、温度−167℃、圧力120kPaの減圧・冷却された
小さいLNG流24Dになった。冷却・減圧された大きいLNG
流23Dおよび小さいLNG流24Dは合流して、下方に順次番
号を付けた11個のトレイを含む窒素除去カラム５の一番
上のトレイに導管４を経由して導入されるLNG原料スト
ックとなった。第一および第二LNG留分はカラム５から
回収し、間接熱交換器２に送り、次いで、実施例１に示
した再沸騰留分としてカラム５に戻した。導管６を通過
する第一LNG留分は、温度−159.5℃および流量19,600キ
ロモル／時間であり、導管８を通過する第二LNG留分
は、温度−165℃および流量19,700キロモル／時間であ
った。温度が−158.5℃で、窒素のモル含量が0.2％であ
る窒素除去LNG流が、カラム５の底部から導管11を経由
して18,520キロモル／時間の流量で抜き出された。温度
−169℃および圧力120kPaの気体留分は、カラム５の上
端から導管10を経由して1976キロモル／時間の流量で除
去された。該留分は、55.8モル％の窒素および44.2モル
％のメタンを含んでいた。気体留分10の温度を、間接熱
交換器13および31に順次通すことにより、−45℃、次い
で−25℃にした後、該気体留分をコンプレッサ装置15の
第一コンプレッサ16の吸引側に送って、最初にコンプレ
ッサ16、次いでコンプレッサ18、最後に最終コンプレッ
サ26の３段階で加圧した。
最後のコンプレッサは減圧タービン21により駆動し
た。コンプレッサ26での供給により、冷却器27で冷却さ
れた、温度40℃、圧力2.5MPaの加圧燃料ガス流20が1976
キロモル／時間で得られた。加圧燃料ガス流20からは、
留分28が500キロモル／時間で回収された。該留分は、
コンプレッサ29で加圧して圧力を5.5MPaとした後、冷却
器30、熱交換器31および熱交換器13を順次通過させて−
148℃に冷却し、最後にバルブ32を通過させて減圧し、
温度−186℃および圧力120kPaの部分液化ガス留分を得
た。この部分液化ガス留分は、還流流体として、窒素除
去カラム５に、導管33を経由して注入した。注入レベル
は、該カラムの一番上のトレイと導管10のレベルとの間
に位置した。
た。コンプレッサ26での供給により、冷却器27で冷却さ
れた、温度40℃、圧力2.5MPaの加圧燃料ガス流20が1976
キロモル／時間で得られた。加圧燃料ガス流20からは、
留分28が500キロモル／時間で回収された。該留分は、
コンプレッサ29で加圧して圧力を5.5MPaとした後、冷却
器30、熱交換器31および熱交換器13を順次通過させて−
148℃に冷却し、最後にバルブ32を通過させて減圧し、
温度−186℃および圧力120kPaの部分液化ガス留分を得
た。この部分液化ガス留分は、還流流体として、窒素除
去カラム５に、導管33を経由して注入した。注入レベル
は、該カラムの一番上のトレイと導管10のレベルとの間
に位置した。
実施例３ 組成、圧力および流量が実施例１のLNGと同じであるL
NGを、図３で図式的に示したものと同じプラントを使用
し、上述したように操作して処理した。
NGを、図３で図式的に示したものと同じプラントを使用
し、上述したように操作して処理した。
温度−148.2℃で導管１を経由してきたLNG原料ストッ
クが、タービン21で動的第一減圧を受けて、温度−149
℃および圧力450kPaの半減圧LNG流22となった。その半
減圧流LNG22を、流量が各々19,100キロモル／時間およ
び900キロモル／時間である大きい流れ23および小さい
流れ24に分けた。大きい流れ23は、熱交換器２を通過す
ることにより第一冷却を受けて−162℃になり、次い
で、バルブ３により第二減圧を受けて、温度−166℃、
圧力120kPaの冷却・減圧された大きいLNG流23Dになっ
た。小さい流れ24は、熱交換器13を通過することにより
−164℃に冷却され、次いで、バルブ25により減圧され
て、温度−167℃、圧力120kPaの減圧・冷却された小さ
いLNG流24Dになった。冷却・減圧された大きいLNG流23D
および小さいLNG流24Dは合流してLNG原料ストックとな
り、下方に順次番号を付けた11個のトレイを含む窒素除
去カラム５の３番目のトレイに導管４を経由して導入さ
れた。第一および第二LNG留分はカラム５から回収して
間接熱交換器２に送り、次いで、実施例２に示した再沸
騰留分としてカラム５に戻した。導管６を通過する第一
LNG留分は、温度−159.5℃および流量19,610キロモル／
時間であり、導管８を通過する第二LNG留分は、温度−1
65℃および流量19,710キロモル／時間であった。温度−
184.5℃および圧力120kPaの部分液化ガス留分を、還流
流体として、カラム５の一番上のトレイと導管10のレベ
ルとの間に位置するレベルで、導管33を経由して注入し
た。温度が−158.5℃で窒素のモル含量が0.2％である窒
素除去LNG流を、カラム５の底部から、導管11を経由し
て18,530キロモル／時間の流量で抜き出した。
クが、タービン21で動的第一減圧を受けて、温度−149
℃および圧力450kPaの半減圧LNG流22となった。その半
減圧流LNG22を、流量が各々19,100キロモル／時間およ
び900キロモル／時間である大きい流れ23および小さい
流れ24に分けた。大きい流れ23は、熱交換器２を通過す
ることにより第一冷却を受けて−162℃になり、次い
で、バルブ３により第二減圧を受けて、温度−166℃、
圧力120kPaの冷却・減圧された大きいLNG流23Dになっ
た。小さい流れ24は、熱交換器13を通過することにより
−164℃に冷却され、次いで、バルブ25により減圧され
て、温度−167℃、圧力120kPaの減圧・冷却された小さ
いLNG流24Dになった。冷却・減圧された大きいLNG流23D
および小さいLNG流24Dは合流してLNG原料ストックとな
り、下方に順次番号を付けた11個のトレイを含む窒素除
去カラム５の３番目のトレイに導管４を経由して導入さ
れた。第一および第二LNG留分はカラム５から回収して
間接熱交換器２に送り、次いで、実施例２に示した再沸
騰留分としてカラム５に戻した。導管６を通過する第一
LNG留分は、温度−159.5℃および流量19,610キロモル／
時間であり、導管８を通過する第二LNG留分は、温度−1
65℃および流量19,710キロモル／時間であった。温度−
184.5℃および圧力120kPaの部分液化ガス留分を、還流
流体として、カラム５の一番上のトレイと導管10のレベ
ルとの間に位置するレベルで、導管33を経由して注入し
た。温度が−158.5℃で窒素のモル含量が0.2％である窒
素除去LNG流を、カラム５の底部から、導管11を経由し
て18,530キロモル／時間の流量で抜き出した。
温度−168℃、圧力120kPaのガス留分は、カラム５の
上端から、導管10を経由して1875キロモル／時間の流量
で除去した。該留分は、52.9モル％の窒素および47.1モ
ル％のメタンを含んでいた。気体留分10の温度を、間接
熱交換器13および31に順次通すことにより、−45℃、次
いで−28℃にした後、該留分を実施例２に記載したよう
に３段階で加圧した。コンプレッサ26での供給により、
冷却器27で冷却された、温度40℃、圧力2.5MPaの加圧燃
料ガス流20が1875キロモル／時間で得られた。加圧燃料
ガス流20からは、留分28が500キロモル／時間で回収さ
れた。該留分は、コンプレッサ29で加圧されて圧力を5.
5MPaとした後、冷却器30、熱交換器31および熱交換器13
を順次通過して冷却され、温度−148℃および圧力5.4MP
aの液化ガス留分28を得た。該留分28Rを、流量が各々１
キロモル／時間および499キロモル／時間の第一液化ガ
ス流34および第二液化ガス流35に分けた。第一液化ガス
流34は、バルブ32により減圧されて、温度−185℃およ
び圧力120kPaの減圧流34Dとなった。第二液化ガス流35
は、バルブ36により減圧されて、温度−165℃および圧
力710kPaの第二減圧流35Dとなった。第二減圧流35Dは、
11個のトレイを含む蒸留カラム37で分留した。41.7モル
％の窒素および58.3モル％のメタンから成る液体流38を
403キロモル／時間でカラム37の底部から抜き出した。
該液体流38は、バルブ39により減圧されて温度−185
℃、圧力135kPaの減圧２相流40となり、蒸留カラム37の
上部を通過させて、このカラムの中身とともに間接熱交
換を行った。通過レベルは、該カラムの一番上のトレイ
とそのカラムの上端の導管41のレベルとの間に位置し
た。その後、該２相流40は減圧流34Dと合流して部分液
化ガス留分となり、還流流体として窒素除去カラム５に
注入した。99.9モル％の窒素および0.1モル％のメタン
から成るガス流41は、蒸留カラム37の上端で除去した。
該ガス流は、流量が96キロモル／時間で、温度は−174.
5℃、圧力は700kPaであった。ガス流41は、間接熱交換
器13および31を順次通過して、その中に含まれる負の熱
量が回収され、温度30℃および圧力680kPaの窒素流41R
となった。
上端から、導管10を経由して1875キロモル／時間の流量
で除去した。該留分は、52.9モル％の窒素および47.1モ
ル％のメタンを含んでいた。気体留分10の温度を、間接
熱交換器13および31に順次通すことにより、−45℃、次
いで−28℃にした後、該留分を実施例２に記載したよう
に３段階で加圧した。コンプレッサ26での供給により、
冷却器27で冷却された、温度40℃、圧力2.5MPaの加圧燃
料ガス流20が1875キロモル／時間で得られた。加圧燃料
ガス流20からは、留分28が500キロモル／時間で回収さ
れた。該留分は、コンプレッサ29で加圧されて圧力を5.
5MPaとした後、冷却器30、熱交換器31および熱交換器13
を順次通過して冷却され、温度−148℃および圧力5.4MP
aの液化ガス留分28を得た。該留分28Rを、流量が各々１
キロモル／時間および499キロモル／時間の第一液化ガ
ス流34および第二液化ガス流35に分けた。第一液化ガス
流34は、バルブ32により減圧されて、温度−185℃およ
び圧力120kPaの減圧流34Dとなった。第二液化ガス流35
は、バルブ36により減圧されて、温度−165℃および圧
力710kPaの第二減圧流35Dとなった。第二減圧流35Dは、
11個のトレイを含む蒸留カラム37で分留した。41.7モル
％の窒素および58.3モル％のメタンから成る液体流38を
403キロモル／時間でカラム37の底部から抜き出した。
該液体流38は、バルブ39により減圧されて温度−185
℃、圧力135kPaの減圧２相流40となり、蒸留カラム37の
上部を通過させて、このカラムの中身とともに間接熱交
換を行った。通過レベルは、該カラムの一番上のトレイ
とそのカラムの上端の導管41のレベルとの間に位置し
た。その後、該２相流40は減圧流34Dと合流して部分液
化ガス留分となり、還流流体として窒素除去カラム５に
注入した。99.9モル％の窒素および0.1モル％のメタン
から成るガス流41は、蒸留カラム37の上端で除去した。
該ガス流は、流量が96キロモル／時間で、温度は−174.
5℃、圧力は700kPaであった。ガス流41は、間接熱交換
器13および31を順次通過して、その中に含まれる負の熱
量が回収され、温度30℃および圧力680kPaの窒素流41R
となった。
実施例４ 組成、圧力および流量が実施例１のLNGと同じであるL
NGを、図４で図式的に示したのと同じプラントを使用
し、上述したように操作して処理した。
NGを、図４で図式的に示したのと同じプラントを使用
し、上述したように操作して処理した。
導管１を経由してきたLNG原料ストックが、タービン2
1で動的第一減圧を受けて、温度−146℃および圧力500k
Paの半減圧LNG流22となった。その半減圧流LNG22を、流
量が各々19,000キロモル／時間および900キロモル／時
間である大きい流れ23および小さい流れ24に分けた。大
きい流れ23は、バルブ42を通過して387kPaに減圧され、
分離器ボトル43で気体留分およびLNG留分に分離した。3
9.22モル％の窒素、60.76モル％のメタンおよび0.02モ
ル％のエタンから成り、流量455キロモル／時間、温度
−149℃および圧力387kPaを有する気体相45を、該分離
器の上部で除去した。
1で動的第一減圧を受けて、温度−146℃および圧力500k
Paの半減圧LNG流22となった。その半減圧流LNG22を、流
量が各々19,000キロモル／時間および900キロモル／時
間である大きい流れ23および小さい流れ24に分けた。大
きい流れ23は、バルブ42を通過して387kPaに減圧され、
分離器ボトル43で気体留分およびLNG留分に分離した。3
9.22モル％の窒素、60.76モル％のメタンおよび0.02モ
ル％のエタンから成り、流量455キロモル／時間、温度
−149℃および圧力387kPaを有する気体相45を、該分離
器の上部で除去した。
温度−149℃および圧力390kPaのLNG流44は、該分離器
の底部から18,645キロモル／時間の流量で抜き出した。
LNG流44は、熱交換器２を通って−162℃に冷却され、次
いで、バルブ３により第二減圧を受けて、温度−165℃
および圧力120kPaの冷却・減圧された大きいLNG流44Dと
なった。小さい流れ24は、熱交換器13を通過して−164
℃に冷却され、次いで、バルブ25により減圧されて、温
度−166℃および圧力120kPaの減圧・冷却された小さいL
NG流24Dとなった。冷却・減圧された大きいLNG流44Dお
よび小さいLNG流24Dは合流してLNG原料ストックとな
り、下方に順次番号を付けた11個のトレイを含む窒素除
去カラム５の３番目のトレイに導管４を経由して導入さ
れた。第一および第二LNG留分はカラム５から回収し、
間接熱交換器２に送り、次いで、実施例３に示した再沸
騰留分としてカラム５に戻した。導管６を通過する第一
LNG留分は、温度−159.5℃および流量19,470キロモル／
時間であり、導管８を通過する第二LNG留分は、温度−1
64℃および流量19,660キロモル／時間であった。温度−
182℃、流量740キロモル／時間および圧力120kPaの部分
液化ガス留分を、還流流体として、カラム５の一番上の
トレイと導管10のレベルとの間に位置するレベルで、導
管33を経由して注入した。温度が−158.5℃で窒素のモ
ル含量が0.2％である窒素除去LNG流を、カラム５の底部
から、導管11を経由して18,520キロモル／時間の流量で
抜き出した。温度−168℃、圧力120kPaのガス留分は、
カラム５の上端から、導管10を経由して1760キロモル／
時間の流量で除去した。該留分は、52.1モル％の窒素お
よび47.9モル％のメタンを含んでいた。
の底部から18,645キロモル／時間の流量で抜き出した。
LNG流44は、熱交換器２を通って−162℃に冷却され、次
いで、バルブ３により第二減圧を受けて、温度−165℃
および圧力120kPaの冷却・減圧された大きいLNG流44Dと
なった。小さい流れ24は、熱交換器13を通過して−164
℃に冷却され、次いで、バルブ25により減圧されて、温
度−166℃および圧力120kPaの減圧・冷却された小さいL
NG流24Dとなった。冷却・減圧された大きいLNG流44Dお
よび小さいLNG流24Dは合流してLNG原料ストックとな
り、下方に順次番号を付けた11個のトレイを含む窒素除
去カラム５の３番目のトレイに導管４を経由して導入さ
れた。第一および第二LNG留分はカラム５から回収し、
間接熱交換器２に送り、次いで、実施例３に示した再沸
騰留分としてカラム５に戻した。導管６を通過する第一
LNG留分は、温度−159.5℃および流量19,470キロモル／
時間であり、導管８を通過する第二LNG留分は、温度−1
64℃および流量19,660キロモル／時間であった。温度−
182℃、流量740キロモル／時間および圧力120kPaの部分
液化ガス留分を、還流流体として、カラム５の一番上の
トレイと導管10のレベルとの間に位置するレベルで、導
管33を経由して注入した。温度が−158.5℃で窒素のモ
ル含量が0.2％である窒素除去LNG流を、カラム５の底部
から、導管11を経由して18,520キロモル／時間の流量で
抜き出した。温度−168℃、圧力120kPaのガス留分は、
カラム５の上端から、導管10を経由して1760キロモル／
時間の流量で除去した。該留分は、52.1モル％の窒素お
よび47.9モル％のメタンを含んでいた。
気体留分10の温度を、熱交換器13に通すことにより、
−40℃にした後、該気体留分をコンプレッサ装置15の第
一コンプレッサ16の吸引側に送り、４段階で加圧、すな
わち、最初に順次コンプレッサ16、46および18で、最後
に最終コンプレッサ26で加圧した。最後のコンプレッサ
は減圧タービン21により駆動した。分離器43の上端で除
去した気体相45は、熱交換器13および21を順次通過し
て、その中に含まれる負の熱量が回収された後、38℃の
温度でコンプレッサ46の吸引側に送られた。コンプレッ
サ46は、コンプレッサ16によっても供給される。コンプ
レッサ26での供給により、冷却器27で冷却された、温度
40℃、圧力2.5MPaの加圧燃料ガス流20が2215キロモル／
時間で得られた。加圧燃料ガス流20からは、留分28が92
5キロモル／時間で回収された。該留分は、コンプレッ
サ29で加圧されて圧力を7MPaとした後、冷却器30、熱交
換器31および熱交換器13を順次通過させて冷却し、温度
−146℃および圧力6.9MPaの液化ガス留分28Rを得た。該
留分28Rを、流量が各々１キロモル／時間および924キロ
モル／時間の第一液化ガス流34および第二液化ガス流35
に分けた。第一液化ガス流34は、バルブ32により減圧さ
れて、温度−183℃および圧力120kPaの減圧流34Dとな
り、第二液化ガス流35は、バルブ36により減圧されて、
温度−163℃および圧力710kPaの第二減圧流35Dとなっ
た。第二減圧流35Dは、11個のトレイを含む蒸留カラム3
7で分留した。36.9モル％の窒素および63.2モル％のメ
タンから成り、50ppm（モル）未満のエタンを含む液体
流38が740キロモル／時間でカラム37の底部から抜き出
された。
−40℃にした後、該気体留分をコンプレッサ装置15の第
一コンプレッサ16の吸引側に送り、４段階で加圧、すな
わち、最初に順次コンプレッサ16、46および18で、最後
に最終コンプレッサ26で加圧した。最後のコンプレッサ
は減圧タービン21により駆動した。分離器43の上端で除
去した気体相45は、熱交換器13および21を順次通過し
て、その中に含まれる負の熱量が回収された後、38℃の
温度でコンプレッサ46の吸引側に送られた。コンプレッ
サ46は、コンプレッサ16によっても供給される。コンプ
レッサ26での供給により、冷却器27で冷却された、温度
40℃、圧力2.5MPaの加圧燃料ガス流20が2215キロモル／
時間で得られた。加圧燃料ガス流20からは、留分28が92
5キロモル／時間で回収された。該留分は、コンプレッ
サ29で加圧されて圧力を7MPaとした後、冷却器30、熱交
換器31および熱交換器13を順次通過させて冷却し、温度
−146℃および圧力6.9MPaの液化ガス留分28Rを得た。該
留分28Rを、流量が各々１キロモル／時間および924キロ
モル／時間の第一液化ガス流34および第二液化ガス流35
に分けた。第一液化ガス流34は、バルブ32により減圧さ
れて、温度−183℃および圧力120kPaの減圧流34Dとな
り、第二液化ガス流35は、バルブ36により減圧されて、
温度−163℃および圧力710kPaの第二減圧流35Dとなっ
た。第二減圧流35Dは、11個のトレイを含む蒸留カラム3
7で分留した。36.9モル％の窒素および63.2モル％のメ
タンから成り、50ppm（モル）未満のエタンを含む液体
流38が740キロモル／時間でカラム37の底部から抜き出
された。
該液体流38は、バルブ39により減圧して温度−183
℃、圧力135kPaの減圧２相流40とし、蒸留カラムの上部
を通過させて、実施例３で示したようにこのカラムの中
身とともに間接熱交換を行った。その後、該２相流40を
減圧流34Dと合わせて部分液化ガス留分とし、還流流体
として窒素除去カラム５に注入した。99.9モル％の窒素
および0.1モル％のメタンから成るガス流41は、蒸留カ
ラム37の上端で除去した。該ガス流は、流量が184キロ
モル／時間で、温度は−174.5℃、圧力は700kPaであっ
た。ガス流41は、間接熱交換器13および31を順次通過し
て、その中に含まれる負の熱量が回収され、温度36.5℃
および圧力680kPaの窒素流41Rとなった。
℃、圧力135kPaの減圧２相流40とし、蒸留カラムの上部
を通過させて、実施例３で示したようにこのカラムの中
身とともに間接熱交換を行った。その後、該２相流40を
減圧流34Dと合わせて部分液化ガス留分とし、還流流体
として窒素除去カラム５に注入した。99.9モル％の窒素
および0.1モル％のメタンから成るガス流41は、蒸留カ
ラム37の上端で除去した。該ガス流は、流量が184キロ
モル／時間で、温度は−174.5℃、圧力は700kPaであっ
た。ガス流41は、間接熱交換器13および31を順次通過し
て、その中に含まれる負の熱量が回収され、温度36.5℃
および圧力680kPaの窒素流41Rとなった。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 ブラン，クロード フランス国、エフ−64000・ポー、リ ユ・ドウ・バニエール・24 (56)参考文献 特開 昭49−88903（ＪＰ，Ａ) (58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名) C10L 3/10 F25J 3/02
Claims (11)
- 【請求項１】主にメタンから成り、少なくとも２モル％
の窒素を含む炭化水素の液化混合物（LNG）の原料スト
ックをから窒素を除去してこの窒素含量を１モル％未満
に減少させる方法であって、0.5MPaより高い圧力で供給
される、処理すべきLNG原料ストックを間接熱交換
（２）によって冷却し、減圧（21,3）して0.1〜0.3MPa
の圧力にし、冷却されたLNG原料ストックを、複数の理
論分別段を含む窒素除去カラム（５）に導入し、少なく
とも一つの第一LNG留分（６）を冷却したLNG原料ストッ
クを導入したレベル（４）よりも下に位置するレベルに
おいて窒素除去カラムから回収し、該第一留分を、処理
すべきLNG原料ストックとの間接熱交換にかけ、次い
で、該熱交換の後、この第一留分を第一再沸騰留分
（７）として窒素除去カラムに再注入し、この注入は、
第一留分を回収したレベルより下に位置するレベルで行
い、メタンおよび窒素に富む気体留分（10）は窒素除去
カラムの上端で除去し、窒素が除去されたLNG流（11）
は該カラムの底部で抜き出す方法において、処理すべき
LNG原料ストックの減圧が、LNG原料ストックと窒素除去
カラムから回収されるLNG留分（6,8）との間の間接熱交
換（２）の上流または下流にあるタービン（21）におい
て動的に行われる第一減圧および該間接熱交換と動的減
圧との後に静的に行われる第二減圧（３）を含むことを
特徴とする方法。 - 【請求項２】LNG原料ストックの動的第一減圧（21）
を、LNGが減圧タービンにおいて気化しないような圧力
まで行うことを特徴とする請求項１に記載の方法。 - 【請求項３】第二LNG留分（８）を、冷却したLNG原料ス
トックの導入レベルと第一LNG留分の回収レベルとの間
に位置するレベルにおいて窒素除去カラムから回収し、
この第二LNG留分を、すでに第一LNG留分との間接熱交換
を行ったLNG原料ストックとの間接熱交換（２）にか
け、間接熱交換後、この第二LNG留分を第二再沸騰留分
（９）として窒素除去カラムに再注入し、この注入を該
第一および第二LNG留分の回収レベルの間に位置するレ
ベルで行うことを特徴とする請求項１または２に記載の
方法。 - 【請求項４】第一LNG留分（６）の回収レベルおよび第
二LNG留分（９）の窒素除去カラム（５）への再注入レ
ベルを少なくとも２個の理論分別段で隔てることを特徴
とする請求項３に記載の方法。 - 【請求項５】窒素を除去すべきLNG原料ストック（１）
をまず最初に動的第一減圧（21）にかけた後、動的に減
圧されたLNG原料ストックを大きい流れ（23）と小さい
流れ（24）に分け、大きい流れ（23）は窒素除去カラム
から回収したLNG留分（6,8）との間接熱交換（２）にか
けた後、静的第二減圧（３）にかけ、小さい流れ（24）
は窒素除去カラムの上端で除去されるメタンおよび窒素
に富む気体留分（10）との間接熱交換（13）にかけて冷
却した後、静的に減圧（25）し、冷却・減圧した大・小
の流れ（44D,24D）を一緒にし冷却LNG原料ストック
（４）とし、窒素除去カラム（５）に導入することを特
徴とする請求項１〜４のいずれか一項に記載の方法。 - 【請求項６】窒素除去カラム（５）の上端で除去される
メタンおよび窒素に富む気体留分（10）から、より高温
の流体（14,28）との間接熱交換（13）によって負の熱
量を除いた後、適当な圧力まで加圧（15）して燃料ガス
流（20）を作ることを特徴とする請求項１〜５のいずれ
か一項に記載の方法。 - 【請求項７】燃料ガス流（20）の留分（28）を迂回させ
て、窒素除去カラムに導入される冷却したLNG原料スト
ック（４）の温度より低い温度および窒素除去カラム上
端を支配する圧力に実質的に相当する圧力を有する部分
液化ガス留分（33）に変換し、該変換は、加圧（29）、
少なくとも窒素除去カラムの上端で除去されるメタンお
よび窒素に富む気体留分とともに行う間接熱交換（1
3）、次いで静的減圧（32）により行い、こうして得た
部分液化ガス留分（33）を還流流体として、窒素除去カ
ラム中に、冷却したLNG原料ストック（４）の導入レベ
ルとメタンおよび窒素に富む気体留分（10）を除去する
レベルとの間に位置するレベルにおいて注入することを
特徴とする請求項６に記載の方法。 - 【請求項８】間接熱交換（13）の段階で生じる液化ガス
留分（28R）を第一流（34）および第二流（35）の液化
ガスに分け、第一液化ガス流（34）は静的減圧（32）を
行って、窒素除去カラム上端を支配する圧力に実質的に
相当する圧力を有する減圧流（34D）を作り、第二液化
ガス流（35）は減圧後、蒸留カラム（37）で分留して、
このカラムの上端にほとんど窒素から成るガス流（41）
を作り、また、該カラムの底部ではメタンと窒素とから
成る液体流（38）を抜き出し、該液体流は静的減圧（3
9）にかけることにより、減圧流の圧力に実質的に相当
する圧力を有する減圧２相流（40）を作り、減圧流（34
D）および２相流（40）を一緒にして、窒素除去カラム
に注入する還流流体（33）を作ることを特徴とする請求
項７に記載の方法。 - 【請求項９】減圧２相流（40）を、減圧流（34D）と一
緒にする前に、蒸留カラム（37）のほとんど窒素から成
る気体流（41）の除去レベルと第二液化ガス流（35）の
導入レベルとの間に位置するレベルで、蒸留カラム（3
7）の中身とともに間接熱交換させることを特徴とする
請求項８に記載の方法。 - 【請求項１０】処理すべきLNG原料ストックの動的第一
減圧を行う減圧タービン（21）で発生する仕事により、
窒素除去カラムの上端で除去されるメタンおよび窒素に
富む気体流留分（10）に対して、該留分に含まれる負の
熱量を回収した後に行われ、その結果燃料ガス流（20）
を生成する加圧（15）の一部（26）を行い、好ましくは
該加圧の最終段階を行うことを特徴とする請求項２〜８
のいずれか一項に記載の方法。 - 【請求項１１】LNG原料ストックを第一および第二減圧
の間で中間減圧（42）にかけて該原料ストックからメタ
ンおよび窒素に富む気体相（45）を分離し、その負の熱
量を回収（13,31）した後、該気体相（45）を加圧（1
5）の中間段階（46）に注入して燃料ガス流（20）を生
成することを特徴とする請求項６〜10のいずれか一項に
記載の方法。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR919113081A FR2682964B1 (fr) | 1991-10-23 | 1991-10-23 | Procede de deazotation d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane. |
| FR91/13081 | 1991-10-23 | ||
| PCT/FR1992/000991 WO1993008436A1 (fr) | 1991-10-23 | 1992-10-22 | Procede de deazotation d'une charge d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane et renfermant au moins 2 % molaire d'azote |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH06503608A JPH06503608A (ja) | 1994-04-21 |
| JP3234601B2 true JP3234601B2 (ja) | 2001-12-04 |
Family
ID=9418229
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP50750293A Expired - Lifetime JP3234601B2 (ja) | 1991-10-23 | 1992-10-22 | 主にメタンから成り、少なくとも２モル％の窒素を含む炭化水素の液化混合物の原料ストックを脱ニトロ化する方法 |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
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| EP (1) | EP0572590B1 (ja) |
| JP (1) | JP3234601B2 (ja) |
| AU (1) | AU657816B2 (ja) |
| CA (1) | CA2099003C (ja) |
| DE (1) | DE69213437T2 (ja) |
| DZ (1) | DZ1630A1 (ja) |
| ES (1) | ES2093855T3 (ja) |
| FR (1) | FR2682964B1 (ja) |
| GR (1) | GR3021723T3 (ja) |
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| NZ (1) | NZ244874A (ja) |
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| US5992175A (en) * | 1997-12-08 | 1999-11-30 | Ipsi Llc | Enhanced NGL recovery processes |
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| MY117066A (en) | 1998-10-22 | 2004-04-30 | Exxon Production Research Co | Process for removing a volatile component from natural gas |
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| DE19914239A1 (de) * | 1999-03-29 | 2000-10-05 | Linde Ag | Verfahren zum Betreiben eines Prozesses für die Verflüssigung einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion |
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| GB0116960D0 (en) | 2001-07-11 | 2001-09-05 | Boc Group Plc | Nitrogen rejection method and apparatus |
| GB0216537D0 (en) * | 2002-07-16 | 2002-08-28 | Boc Group Plc | Nitrogen rejection method and apparatus |
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| US7155931B2 (en) * | 2003-09-30 | 2007-01-02 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
| PE20060219A1 (es) * | 2004-07-12 | 2006-05-03 | Shell Int Research | Tratamiento de gas natural licuado |
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| DE102005010053A1 (de) * | 2005-03-04 | 2006-09-07 | Linde Ag | Helium-Gewinnung bei LNG-Anlagen |
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