JP4544654B2 - １以上の凍結可能な成分を含む天然ガス気流の液化方法 - Google Patents

Description

発明の分野
本発明は、天然ガス液化方法に関し、特に一つ以上の凍結可能な成分を含む天然ガス気流から加圧液化天然ガス（ＰＬＮＧ）を製造する方法に関する。
発明の背景
きれいに燃える性質と便利さから、天然ガスは近年大量に使われるようになった。天然ガスの産出地の多くは遠く離れた場所にあり、ガスの商業市場の全てから遠く離れている。時々パイプラインは、製造された天然ガスを商業市場に運ぶのに利用可能である。パイプライン輸送が不可能なとき、製造された天然ガスは市場に運ぶためにしばしば液化天然ガス（LNGと呼ぶ）に加工される。
LNGプラントを識別する特徴の一つとして、多大な資本投資が必要であることが挙げられる。天然ガスの液化に使われる装置は、普通大変高額である。液化プラントは、不純物を取り除くガス処理、液化、冷却、動力機関、及び貯蔵及び船積付加装置を含むいくつかの基本的なシステムにより構成されている。LNGプラントの費用がプラントの場所に大きく関わっているが、典型的な従来のLNG事業は、土地開発費も含めて、50億アメリカドルから100億アメリカドルかかる。プラント冷却システムは、その費用の30％までも占める。
LNG冷却システムは、天然ガスを液化するのに多くの冷却を必要とするために高額になる。典型的な天然ガス気流はLNGプラントに約4830kPa（700psia）から約7600kPa（1,100psia）の圧力、及び約20℃から約40℃の温度で入ってくる。天然ガス、主にメタンは単に加圧するだけでは液化せず、より重い炭化水素をエネルギー源として使用すると液化する。メタンの臨界温度は−８２．５℃である。このことは、メタンが圧力に関わらずその温度以下で液化することを表している。天然ガスはガスの混合物であるので、その温度を超えて液化する。天然ガスの臨界温度は、約−85℃から約−６２℃である。一般に、大気圧下での天然ガス組成物は、約−１６５℃から−１５５℃の間で液化する。冷却装置がLNG機関の費用の有意な部分を表すので、相当な努力をして冷却費用を減らしてきた。
多くのシステムは、多くの冷却工程を高圧化でガスが連続的に通りぬけ、そしてガスが液化するまで連続的に温度を低下させることによって冷却することによる天然ガスの液化の先行技術中に存在する。従来の液化は、外気に近い圧力でガスを約−１６０℃まで冷却する。冷却は、一般的に熱交換器と一つ以上の冷媒、例えば、プロパン、プロピレン、エタン、エチレン及びメタンによって達成される。天然ガスを液化するのに多くの冷却サイクルが使われてきたが、今日では以下の３つのタイプが最も一般的にLNGプラントで使われている。（１）ガスの温度を液化温度まで次第に下げる様に配置された熱交換器の中の単一冷媒成分を多数使用する゛カスケードサイクル”、ガスを高圧から低圧に膨張させて、そしてそれに対応して温度を低下させる゛エキスパンダーサイクル゛、および（３）特別設計された交換器の中で多成分冷媒を使用する“多成分冷却サイクル”がある。天然ガス液化サイクルのほとんどは、これらの３つの基本的なタイプの変更や組み合わせを使っている。
従来のLNGプラントでは、水、二酸化炭素、硫化水素のような硫黄含有化合物、及び他の酸化ガス、n―ペンタン及びベンゼンを含む重炭化水素は、天然ガスの処理から実質的に除かれ、百万分の１部分（ｐｐｍ）レベルまで低下されなければならない。それらの化合物のいくつかは凍結し、処理装置の目詰まり問題を引き起こす。硫黄を含むような他の化合物は、一般的に販売規格を満たすために取り除かれる。従来のLNGプラントでは、ガス処理装置は二酸化炭素及び酸性ガスを取り除くのに必要である。ガス処理装置は、一般的に化学及び/又は物理溶媒再生方法を使い、更に相当な資本投資を必要とする。更に、作業費も高い。モレキュラーシーブのような乾燥ベッド脱水剤が水蒸気を取り除くのに必要とされる。スクラブカラム及び分別装置は、目詰まり問題を引き起こす恐れのある炭化水素を取り除くのに使われる。水銀もアルミニウムでできた装置を故障させるので、従来のLNGプラントから取り除かれる。更に、天然ガスの中に含まれる窒素の大部分は処理後に取り除かれる。なぜなら、窒素は従来のLNGの輸送中に液体相には残っておらず、更にLNGコンテナの中に窒素蒸気があることは、納品の点において望ましくない。
液化過程で凍結し、同時に動力需要が経済的な濃度の二酸化炭素を含む天然ガスを液化する改良した方法について工業界には引き続き必要性がある。
要約
本発明は、一般的に天然ガス気流が凍結可能な成分を含む、加圧液化天然ガス（PLNG）の生産方法に関する。凍結可能な成分は、典型的には二酸化炭素、硫化水素又は他の酸性ガスであるが、これらは分離したシステムで固体を形成するポテンシャルを有するどの成分であっても良い。
本発明の方法において、メタン及びメタンより相対的に揮発性の低い凍結可能な成分を含む多成分供給流を、約１３８０kPa（２００psia）以上の圧力下及び凍結可能な成分についての固体形成条件下で作業する凍結区画及び凍結区画の下にある蒸留区画を有する分離システムに導入する。分離システムは、制御された凍結区間（“CFZ”）を含み、メタンを豊富に含んだ蒸気流及び凍結可能な成分を豊富に含んだ液体流を生産する。蒸気流の少なくとも１部分は冷却され、約−１１２℃（−１７０°F）以上で液体製品の気泡点（ｂｕｂｂｌｅ ｐｏｉｎｔ）又はそれよりも低くなるのに十分な圧力を有するメタンを豊富に含む液化流を生産する。液化流の最初の部分は、加圧液化製品流（PLNG）としてそのプロセスから取り出される。液化流の二番目の部分は、分離システムに返されて分離システムへ凍結役目を与える。
一つの実施態様において、蒸気流は分離システムの上部から取り出され、更に高い圧力に圧縮されて冷やされる。冷やされ、圧縮された気流は、次いで膨張手段によって膨張させられ、主に液体流をつくる。液体流の最初の部分は、分離システムに還流として送られ、それによって分離システムに開ループ冷却を提供し、更に液体流の二番目の部分は約−１１２℃（−１７０°F）以上で液体製品が気泡点又はそれよりも低くなるのに十分な圧力がかかった製品流として取り出される。
他の実施態様においては、蒸気流は分離システムの上部から取り出され、更に閉ループ冷却システムによって冷やされ、メタンに富んだ蒸気流を液化し、約−１１２℃（−１７０°F）以上でかつ液体製品が気泡点又はそれよりも低くなるのに十分な圧力がかかった液体を生産する。
本発明の方法は、貯蔵又は輸送用供給源で天然ガスの初期液化、及び貯蔵及び船積負荷の間放出される天然ガス蒸気の再液化の両方に使われる。したがって、本発明の目的は、改良され、統合された液化及び高二酸化炭素濃度（約５％以上）の天然ガスの液化又は再液化用の二酸化炭素分離システムを提供することにある。本発明のその他の目的は、先行技術システムより実質的に圧縮エネルギーが少なくてすむ改良された液化システムを提供することである。更に本発明の目的は、工程全体の温度を約−１１２℃以上に保ったまま、より効率的な液化方法を提供し、それによって工程の少なくとも一部を約−１６０℃に下げている従来のLNG方法で必要とされるより安い材料で加工装置を作ることを可能にする。従来のLNG方法のとても低い温度での冷却は、本発明の実施に従うPLNGの生産に必要な相対的に穏やかな冷却に比べてとても費用がかかる。
【図面の簡単な説明】
本発明及びその利点は、以下の詳細な説明及び本発明の代表的な実施態様の概略フローダイヤグラムである添付の図面を参照することによってより良く理解されるだろう。
図１は、本発明の方法の加圧液化天然ガスを製造するための閉ループ冷却サイクルを一般的に説明する極低温のCFZ方法の略図である。
図２は、本発明の方法の加圧液化天然ガスを製造するための開ループ冷却サイクルを一般的に説明する極低温のCFZ方法の略図である。
図３は、二酸化炭素及びメタンがCFZを有する蒸留塔に蒸留分離され、一つのオーバーヘッド製品流は加圧液化天然ガス及び他のオーバーヘッド製品流は製品販売ガスである、本発明の他の実施態様の略図である。
図面に示したフローダイヤグラムは、本発明の方法を実施する多様な実施態様を示している。図面は本発明の範囲から、これらの具体的な実施態様の普通及び予想された改良の結果である他の実施態様を除くことを意図するものでは無い。ポンプ、バルブ、気流ミキサー、制御システム及びセンサーのような多様な必要なサブシステムは、提示の平易さ及び明確さを目的として図面から省いてある。
好ましい実施態様の説明
本発明の方法は、分離システム中でメタン及びメタンより相対的に低い揮発性の凍結可能な成分を一つ以上含む多成分供給流を蒸留的（distillatively）に分離し、ここで分離システムは制御された冷却区域（“CFZ”）を含む。分離システムは、メタンを豊富に含んだオーバーヘッド蒸気流および凍結可能な成分を豊富に含んだボトム製品を生産する。オーバーヘッド蒸気流の少なくとも一部は、次いで液化され、約−１１２℃（−１７０°F）以上でかつ液体製品が気泡点又はそれよりも低くなるのに十分な圧力がかかった液化天然ガス製品を生産する。この製品は、時々加圧液体天然ガス（“PLNG”）としてここに指称される。そのような液化オーバーヘッド流の他の部分は、還流として分離システムに戻される。
“気泡点（バブルポイント）”とは、液体が気体に変わるときの温度及び圧力のことである。例えば、ある量のPLNGを定圧下で保ち、温度を上げるとPLNG中に気泡が形成し始める温度がバブルポイントである。同様に、ある量のPLNGを定温下で保ち、圧力を下げるとガスが形成し始める圧力がバブルポイントである。バブルポイントでは、PLNGは飽和液体である。PLNGがそのバブルポイントまで凝縮されず、更に液体をサブクールするまで冷やすのが好ましい。PLNGのサブクール化は、貯蔵、輸送及び取り扱う間蒸発する蒸気の量を減らす。
本発明より前に、CFZが望ましくない二酸化炭素を取り除けることは、当業者によく知られていた。CFZ方法が、PLNGを生産する液化方法と統合できることは認識されていなかった。
本発明の方法は、今までの方法よりも、天然ガスを液化するのに必要なエネルギーが少なくてすむのでより経済的であり、本発明の方法で用いる装置はより安価な材料で作ることができる。反対に、−１６０℃といった低い温度で大気圧下でLNGを生産する先行技術の方法は、安全な作業のために高価な素材によって作られた処理装置を必要とする。
本発明の実施において、ＣＯ₂のような凍結可能な成分の実質的な量を含む天然ガスの液化に必要なエネルギーは、該天然ガスからＬＮＧを製造する従来の方法における必要エネルギーよりも大幅に減少する。本発明の方法で要求される必要な冷却（凍結）エネルギーの減少は、資本コストの大幅な減少、それに比例したより低い操作費用及び効率と信頼性をもたらし、それにより液化天然ガス製造の経済性を大幅に向上させる。
本発明の作業時の圧力及び温度で、約３1/2重量％のニッケルは液化工程の最も低温の作業区間のパイプ及び装置に使用可能だが、より高価な9重量％のニッケル又はアルミニウムは一般的に従来のLNG処理の同じ装置に必要とされている。これは、従来のLNG方法に比べて本発明の処理ではもう１つの相当の費用低減を提供する。
天然ガスの極低温処理の最初の考察は汚染である。本発明の方法に適した粗天然ガス供給原料は、原油井戸（連結されたガス）又はガス井戸（連結されて無いガス）から得られる天然ガスを含むことができる。粗天然ガスは、しばしば水、二酸化炭素、硫化水素、窒素、ブタン、6つ以上の炭素原子を有する炭化水素、汚れ、硫化鉄、ワックス及び原油を含んでいる。これらの汚染物質の溶解度は、温度、圧力及び組成物によって変化する。極低温では、二酸化炭素、水及び他の汚染物質は固体になり、そして低温熱交換機における流路を詰まらせることができる。これらの潜在的な困難さは、それらの純粋成分、固相温度圧力位相境界の範囲の状態が予想されるとき、そのような汚染物質を取り除くことによって避けることができる。以下の本発明の記述において、天然ガス気流が二酸化炭素を含んでいると仮定する。もし天然ガス気流が、液体化中に凍結してしまう重炭化水素を含んでいたら、それらの重炭化水素は二酸化炭素と一緒に取り除かれるであろう。
本発明の利点の一つとして、より暖かい作業温度は天然ガスが従来のLNG方法において可能であるよりも高濃度の凍結可能な成分を含むことを可能にする。例えば、LNGを−１６０℃で生産する従来のLNGプラントでは、凍結問題を避けるために二酸化炭素濃度を５０ppm以下にしなければならない。それに比べて、処理温度を約−１１２℃よりも高く保つことにより、天然ガスは−１１２℃で二酸化炭素を約１．４モル％及び−９５℃で４．２％といった高いレベルで、本発明の液化処理中に凍結問題を引き起こすことなく含むことができる。
更に、天然ガス中の窒素の中程度の量は、本発明の方法では取り除かなくて良い。なぜなら、窒素は本発明の作業圧力及び温度では、液化炭化水素と一緒に液体相に残るからである。ガス処理及び窒素棄却に必要な装置を削減、いくつかのケースにおいては除く能力は、相当な技術及び経済的利点を提供する。本発明のこれら及び他の利点は、図面に示された液化方法を参照することによってより良く理解されるだろう。
図１を参照すると、天然ガスフィード流１０はシステムに３，１００ｋＰａ、（４５０ｐｓｉａ）以上、より好ましくは約４８００ｋＰａ（７００ｐｓｉａ）以上、更に好ましくは約０℃から40℃の間で入るが、異なった圧力や温度も所望により使うことができ、システムはそれに応じて変更できる。仮にガス流10が約1380ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）以下であったら、一つ以上の圧縮機を含んでも良い適した圧縮手段（図示せず）で加圧できる。本発明の処理のこの記述中では、天然ガス流10が適切な処理をされ、従来の良く知られた方法（図1に図示せず）を用いて水を取り除かれ、”乾燥”天然ガス流を生産したと仮定する。
フィード流10は冷却機30を通過する。冷却機30は、天然ガス流を極低温まで冷やす、好ましくは約-50℃から-70℃まで下げ、更に好ましくは二酸化炭素の凝固点のちょうど上の温度まで下げる従来の熱交換器を1つ以上有してもよい。冷却機30は、従来の冷却システムによって冷却される一つ以上の熱交換システム、ジュールトムソンバルブ又はターボエキスパンダーのような一つ以上の膨張手段、分別カラム31の低部から液体を冷却剤として使う一つ以上の熱交換器、カラム31のボトム生産流を冷却材として使う一つ以上の熱交換器、又は他の全ての好適な冷却源によって構成してもよい。好ましい冷却システムは、冷凍、空間制限、もしあるなら、更に環境的で安全な事情が入手可能かどうかに依存する。当業者は、液化方法の作業環境を考慮して、好適な冷却システムを選ぶことができる。
フィード冷却機を出て行く冷却された流11は、二酸化炭素の凝固及び融解を操作する特別な部分である、制御された冷却区間（“ＣＦＺ”）を有する分別カラム31に送られる。二酸化炭素の凝固及び融解を操作するＣＦＺ部分は、従来の蒸留カラムのようなパッキングやトレーを含まず、代わりに一つ以上のスプレーノズル及び融解トレーを含む。固体二酸化炭素は、蒸留カラムの蒸気空間内に形成され、融解トレーに液体になって落ちる。形成される実質的に全ての固体は、ＣＦＺ部分に閉じ込められる。蒸留カラム31は、ＣＦＺ部分の下の従来の蒸留部分及び好ましくはＣＦＺ部分上の他の蒸留部分を有する。分別カラムの設計及び作業は、当業者に知られている。ＣＦＺ設計の例は、米国特許番号4,533,372号、4,923,493号、5,062,270号、5,120,338号及び5,265,428号に示されている。
二酸化炭素を豊富に含む気流12は、カラム31の底から排出される。液体ボトム製品は、再煮沸機35で加熱され、一部分が再煮沸蒸気として分離カラム31の低部に戻される。残った部分（流13）は、二酸化炭素を豊富に含む製品としてこの工程から離れる。メタンを豊富に含む流14は、カラム31の頂上から排出され、従来の閉ループ冷却システム33とつながつた流17によって冷却される熱交換器32を通過する。単一、多成分、又はカスケード冷却システムが使われても良い。カスケード冷却システムは、二つ以上の閉ループ冷却サイクルを含むであろう。閉ループ冷却システムは、冷媒としてメタン、エタン、プロパン、ブタン、ペンタン、二酸化炭素、硫化水素、及び窒素を使用しても良い。好ましくは、閉ループ冷却サイクルは、主冷媒としてプロパンを使うのが良い。図1は一つの熱交換器32しか表していないが、本発明の実施において、多数の熱交換器を多様な場で蒸気流14を冷やすために使ってもよい。熱交換器32は、好ましくは全ての蒸気流14が実質的に液体になるまで凝縮するのがよい。熱交換器からでる流19は、温度約-１１２℃以上で液体製品がバブルポイント又はそれよりも低くなるような圧力を有する。液体流１９の最初の部分は、流２０として、固定貯蔵タンク又は温度約-１１２℃以上でかつ液体製品がバブルポイント又はそれよりも低くなるような圧力のＰＬＮＧを含むためのＰＬＮＧシップ、トラック、又は貨車のような運搬車のような適した貯蔵装置３４に渡す。液体流１９の二番目の部分は、流２１として分離カラム３１に戻され、分離カラム３１を冷却する。流２０と２１の相対的な比は、フィードガス１０の組成、分離カラム３１の操作条件及び望ましい生産物の規格に依存する。
液化天然ガスの貯蔵、輸送、及び取り扱いにおいて、相当な量の“ボイルオフ”、つまり液化天然ガスの蒸発から生じる蒸気がありえる。本発明の方法では、メタンを多く含むボイルオフ蒸気を任意に再液化できる。図１の参照より、ボイルオフ蒸気流１６は、任意に熱交換器３２による冷却前に蒸気流１４に導入してもよい。ボイルオフ蒸気流１６は、ボイルオフ蒸気が導入された蒸気流１４の圧力か、それに近いものでなければならない。ボイルオフ蒸気の圧力に依存して、ボイルオフ蒸気は一つ以上の圧縮機又は膨張機（図示せず）によって調整され、ボイルオフ蒸気が液化過程に入るときの圧力に適した圧力になることが必要である。
蒸気流１４の小さい方の部分は、液化過程で圧縮機及びポンプを動かすのに必要な動力の１部を供給する燃料（流１５）として工程から任意に取り除いてもよい。この燃料は、フィード流１０の冷却を補助する冷却源として任意に使用してもよい。
本発明の他の実施態様の略図を図２に示すが、開ループ冷却は分離カラム５１の冷却及びＰＬＮＧの生産に使われている。図２を参照すると、水和され更に好適な冷却源（図２に図示せず）によって冷却された、メタン及び二酸化炭素を含む多成分ガス気流５０は、図１の分離カラム３１と実質的に同じデザインのＣＦＺカラム５１に送られる。この実施態様は、流６４をＣＦＺ分離カラム５１に直接送ることによって、液化工程の固体の生成へのポテンシャルを効果的に管理している。
ＣＦＺカラムに送られるガスの温度は、二酸化炭素の凝固点より高いのが好ましい。メタンを豊富に含んだ蒸気流５２は、ＣＦＺカラム５１の上部から排出され、二酸化炭素を豊富に含む気流５３はＣＦＺカラム５１の下部から排出される。液体ボトム生産物は、再煮沸機６５で加熱され、その１部は再煮沸蒸気としてＣＦＺカラムのより低い区間に戻される。残った部分（流５４）は、二酸化炭素を豊富に含む液体製品としてその処理工程から除かれる。
上部流５２の最初の部分は、流６４としてＣＦＺカラム５１に戻り、ＣＦＺカラム５１に開ループ冷却を与える。上部流５２の二番目の部分は、ＣＦＺカラム５１の作業圧力かそれに近い圧力及び約−１１２℃（−１７０°Ｆ）以上の温度でＰＬＮＧ製品として取り出される（流６３）。上部流５２の３番目の部分は、販売ガスとして使用するために、任意に取り出されても良く、さらに処理されてもよい。
この実施態様の開ループ冷却の主要素は、一つ以上の圧縮機５７より、ＣＦＺカラム５１の頂上から排出される上部流５２を圧縮すること、一つ以上の冷却機５８により該圧縮された加圧ガスを冷却すること、冷却したガス（流６１）の少なくとも一部を、ガス流の圧力を減らしそれを冷却する一つ以上の膨張手段６２へパスすること、及び冷却され、膨張した流の一部（流６４）をＣＦＺカラム５へ供給することを含む。この工程による上部流５２の還流部分は、ＣＦＺカラムに開ループ冷却を与える。流６０は、上部流５２も暖める熱交換器５５によって冷やされるのが好ましい。流６４の圧力は、圧縮機５７によってもたらされる圧縮量を調節することによりコントロールし、流６０、６１及び６４の液体圧が固体の生成を妨げるのに十分高くなるのを確実にするのが好ましい。上部蒸気流５２の少なくとも一部を、開ループ冷却によって凝縮された液体としてカラム５１の上部に戻すことによって、更にカラム５１に還流を提供する。
ＣＦＺカラム５１は、従来の蒸留区画をＣＦＺ区画の下方に有し、更に潜在的に他の蒸留区画をＣＦＺ区画の上方に有する。ＣＦＺ区画は、二酸化炭素固体のあらゆる生成及び融解を取り扱う。始動の間、流６４の全てを、ＣＦＺ区画に直接もたらしてもよい。流６４は固体フォーマー中でより乏しくなるので、より多くの流６４をＣＦＺ区画の上方のカラムの蒸留区画に供給することができる。
図３は、生産流としてＰＬＮＧ及び販売ガスを提供する、本発明の方法の他の実施態様を略図で説明するものである。この実施態様では、上部生産流は５０％がＰＬＮＧ（流１２６）で、残りの５０％が販売ガス（流１１０）である。しかし、１００％までの更なるＰＬＮＧを、より冷たい流体での熱交換器又は追加の圧縮及び後冷却の装置からの膨張機における追加圧力低下のいずれかからの追加の冷却を与えることによって製造することができる。同様に、より少ないＰＬＮＧは、より少ない冷却の提供によって生産される。
図３の参照により、天然ガス供給流１０１は二酸化炭素を５％モル以上含み、処理過程中に起こるフリーズアップ及び水和の形成を妨げる水が事実上ないものと仮定する。脱水の後、供給流は冷やされ、減圧され、約１，３７９ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）から約４，４８２ｋＰａ（６５０ｐｓｉａ）の範囲の圧力で稼動する蒸留カラム１９０に送られる。蒸留カラム１９０は、図１の分離カラム３１に似たＣＦＺ区画を有し、該供給流を、メタンを豊富に含む蒸気上部製品及び二酸化炭素を豊富に含む液体ボトム製品に分離する。本発明の実施では、蒸留カラム１９０は、少なくとも２つ、好ましくは３つの別個の区画を、それは、蒸留区画１９３、蒸留区画１９３の上方にある制御された冷却区域（ＣＦＺ）１９２、及び任意の上部蒸留区画１９１である。
この例では、タワーフィードは典型的な蒸留を行う蒸留区画１９３の上部に流１０５から導入される。蒸留区画１９１及び１９３は、トレー及び／又はパッキングを含み、下方に落ちる液体と上方に上がる蒸気の間の必要な接触を提供する。より軽い蒸気は蒸留区画１９３を離れ、制御された冷却区域１９２に入る。ひとたび制御された冷却区域１９３に入ると、蒸気はノズル又はスプレージェットアセンブリー１９４から発散される液体（スプレーされた冷却区域液体還流）と接触する。その蒸気は、次いで蒸留区画１９１の上部を通り抜けて上昇を続ける。カラム１９０の天然ガス流からの二酸化炭素の効果的な分離にとって、冷却はカラム１９０の上部に液体トラフィックを提供するために必要とされる。本実施態様の実施において、カラム１９０の上部の冷却は、開ループ冷却によって供給される。
図３の実施態様では、入ってくる供給ガスは二つの流、流１０２及び１０３に分割される。流１０２は、一つ以上の熱交換器で冷やされる。この例では、三つの熱交換器１３０、１３１及び１３２は、流１０２を冷やすことと、カラム１９０の蒸留部分１９３に熱を加える再煮沸機として働くように使われる。流１０３は、カラム１９０のボトム生産流の一つと熱交換する一つ以上の熱交換器によって冷却される。図３は、カラム１９０を離れるボトム生産物を暖める二つの熱交換器１３３及び１４１を表す。しかし、供給流の冷却を提供するための熱交換器の数は、入口ガスフローレート、入口ガス組成物、供給温度、及び熱交換要求を含む因子の数に依存するが、これらに限定されない。任意に、図３に図示されていないが、供給流１０１はカラム１９０の頂上から出る流の過程によって冷却されても良い。他の選択肢として、供給流１０１は閉ループ単一要素又は多要素冷却システムのような従来の冷却システムによって少なくとも部分的に冷却されても良い。
流１０２及び１０３は再結合され、結合した流はジュールトムソンバルブ１５０のような適当な膨張手段を通って、分離カラム１９０のほぼ作動圧力にする。あるいは、ターボ膨張機はジュールトムソンバルブ１５０の代わりに使うことができる。バルブ１５０を通すフラッシュ膨張は、好ましくは二酸化炭素の凍結を避けるのに十分高い温度のポイントで、蒸発区画１９３の上部に向う冷膨張流１０５を生成する。
分離カラム１９０からのオーバーヘッド蒸気流１０６は、蒸気流１０６を暖める熱交換器１４５を通過する。暖められた蒸気流（流１０７）は、一段階圧縮又は多段階圧縮系列によって再圧縮される。この例では、流１０７は二つの従来の圧縮機１６０及び１６１を連続的に通過する。それぞれの圧縮段階の後、流１０７は好ましくは冷却媒体として周囲の空気又は水を使う後冷却機１３８及び１３９によって冷却される。流１０７の圧縮及び冷却は、天然ガスパイプラインに販売するのに又はさらに処理するのに使うことができるガスを生産する。蒸気流１０７の圧縮は、パイプラインの要求に合った最低限の圧力で行われるであろう。
圧縮機１６０を通った後の流１０７の一部は、ガス処理プラント用の燃料として使うために任意に取り除かれてもよい（流１２８）。後冷却機１３９を通過した後の流１０７の他の部分は、販売用ガスとして取り除かれる（流１１０）。流１０７の残った部分は、流１０８として熱交換器１４０、１３６及び１３７を通過する。流１０８は、熱交換器１３６及び１３７中で、カラム１９０の底から排出された流１２４からの冷流体で冷却される。流１０８は次いで、熱交換器１４５で、オーバーヘッド蒸気流１０６との熱交換によって冷やされ、流１０６の加温をもたらす。流１０８は次いで、カラム１９０のほぼ作動圧力まで膨張機のような適当な膨張装置によって膨張させられる。流１０８は次いで分かれ、一部は、約−１１２℃より高い温度、約１，３８０ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）より高い圧力で貯蔵又は輸送の為に、ＰＬＮＧ生産物（流１２６）として通過する。他の部分（流１０９）は、分離カラム１９０に入る。圧縮機１６１の排出圧力は、膨張機１５８の圧力低下が、流１０９及び１２６がメタンを豊富に含む主な液体となるのに十分な冷却を提供するのに十分高い圧力を提供するように調整される。追加のＰＬＮＧ（流１２６）を生産するために、追加の圧縮は圧縮機１６０の後及び熱交換器１３６の前に設置することができる。工程を始めるために、流１０９は、流１０９Ａを供給し、スプレーノズル１９４からＣＦＺ区画１９２に直接スプレーされる好ましい。工程が始まった後に、流１０９は分離カラム１９０の上部区画１９１に供給されても良い（流１０９Ｂ）。
二酸化炭素を豊富に含む液体生成物流１１５は、カラム１９０の底から排出される。流１１５は二つの部分、流１１６及び流１１７に分けられる。流１１６は、ジュールトムソンバルブ１５３のような適当な膨張装置を通って、低い圧力になる。バルブ１５３から出る流１２４は、次いで熱交換器１３６で暖められ、更に流１２４は他のジュールトムソンバルブ１５４及び他の熱交換器１３７を通りぬける。結果として生じた流１２５は、次いでセパレーター１８１からの蒸気流１２０と併合される。
気流１１７は、膨張バルブ１５１のような適当な膨張装置によって膨張され、熱交換器１３３を通りぬけ、それにより供給流１０３は冷却される。流１１７は、次いで従来のガス−液体分離装置であるセパレ-ター１８０に向う。セパレーター１８０からの蒸気（流１１８）は、一つ以上の圧縮機及び高圧ポンプを通りぬけ、圧力を押し上げる。図３は、一連の二つの圧縮機１６４、１６５及びポンプ１６６と従来のクーラー１４３及び１４４を表す。一連のポンプ１６６を離れた生成物流１２２は、地下生成への射出に適した圧力及び温度を有する。
セパレーター１８０から出る液体生成物流１１９は、膨張バルブ１５２のような膨張装置を通過し、次いで供給流１０３との熱交換関係にある熱交換器を通り、それにより供給流１０３を更に冷却する。流１１９は次いで、従来のガス、液体分離装置であるセパレーター１８１に向う。セパレーター１８１からの蒸気（気流１２０）は、従来のアフタークーラー１４２がそれに続く圧縮機１６３を通過する。流１２０は次いで流１１８と併合する。流１２１で利用可能な全ての凝縮物は、従来のフラッシュ又は安定化工程によって回収しても良く、次いで販売され、焼却され又は燃料として使われても良い。
図１から３で説明した分離システムは一つの蒸留カラム（図１のカラム３１、図２のカラム５１及び図３のカラム１９０）しか有していないが、本発明の分離システムは二つ以上の蒸留カラムを有し得る。例えば、図３のカラム１９０の高さを減らすために、カラム１９０を二つ以上のカラム（図示せず）に分けることが望ましい。第一のカラムは、蒸留区画及び蒸留区画の上方の制御された冷却区域の二つの区画を含み、第２のカラムは、図３の区画１９１と同じ働きをする一つの蒸留区画を含む。多成分供給流は、最初の蒸留カラムに送られる。二番目のカラムの液体ボトムは、最初のカラムの冷却区域に送られる。最初のカラムの上部の蒸気は、二番目のカラムの低い領域に送られる。二番目のカラムは、図３に示されているものと同じ開ループ冷却サイクルを持っている。二番目の蒸留カラムからの蒸気流は取り出され、冷却され更にその一部は二番目の分離カラムの上部に還流される。
実施例
図１及び図３に示す実施態様を説明するために模擬原料及びエネルギーバランスを行い、以下の表１及び２にそれぞれの結果を示す。表１のデータについて、上方生成物流が１００％のＰＬＮＧ（図１の流２０）であって、冷却システムがカスケードプロパン−エチレンシステムであると仮定した。表２のデータについて、上方生成物流の５０％がＰＬＮＧ（図３の流１２６）で、残りの５０％が販売ガス（図３の流１１０）であると仮定した。
これらのデータは、ＨＹＳＹＳ^TM（カナダのカルガリーのＨｙｐｒｏｔｅｃｈＬｔｄから入手可能）という商業的に入手可能な処理シュミレーションプログラムを使って得られた。しかし、例えば当業者によく知られているＨＹＳＩＭ^TM、ＰＲＯＩＴ^TM及びＡＳＰＥＮ ＰＬＵＳ^TMを含む、他の商業的に入手可能な処理シュミレーションプログラムは、データの展開に用いることが出来る。表のデータは提案され、図１および３に表された実施態様のより良い理解のために与えられているが、本発明はそれに対して不必要な限定として解釈されるものではない。温度及びフローレートは、本発明の限定としてみなされるものではなく、ここの教示の観点から温度及びフローレートに多くの変更が出来るものである。
付加的な処理のシュミレーションは、図１に示した基本的な経路図（表１のデータを得るのに用いたのと同じ供給流組成物及び温度を使用する）によって行われ、従来のＬＮＧを大気圧に近い圧力で温度が−１６１℃（−２５８°Ｆ）で製造した。ＣＦＺ／従来のＬＮＧ工程は、図１に描かれているＣＦＺ／ＰＬＮＧ工程よりも相当多くの冷却を必要とする。−１６１℃でＬＮＧを生産するために必要な冷却を得るために、冷却システムは、プロパン／エチレンカスケードシステムからプロパン／エチレン／メタンカスケードシステムに拡張しなければならない。更に、流２０はメタンを使って冷却される必要があり、大気圧又はそれに近い状態でＬＮＧを生産するために、生産圧力は液体膨張機又はジュールトムソンバルブを使って低下する必要がある。温度が低いと、ＬＮＧ中の二酸化炭素は図１に描かれているＣＦＺ／ＰＬＮＧ工程の様に、二酸化炭素２％の代わりに工程中で二酸化炭素の凍結に関連する作業問題を避けるために約５０ｐｐｍになるまで取り除かれなければならない。
表３は、従来のＬＮＧ方法及び前段落のシュミレーションの例で述べたＰＬＮＧ方法についての冷媒圧縮要求の比較を示す。表３に表されているように、要求された冷媒の圧縮力の総計は、本発明の実施により、ＰＬＮＧを生産するより従来のＬＮＧを生産する方が６７％高い。
とりわけこの特許の教示の利益を有する当業者は、上記の具体的な方法の多くの変更を認識するだろう。例えば多種の温度及び圧力を、システム及び供給ガス組成物の全体の設計に基づき、本発明に従って用いても良い。又、供給ガス冷却装置は、最適で能率的な熱交換要求を成し遂げるのに必要な全体の設計に基いて補充され、再構築されても良い。更に、ある処理段階は、示した装置と互換性のある装置の追加によって達成してもよい、例えば、分離と冷却は単一装置で行っても良い。上述の様に、特別に具体的に開示した実施態様及び実施例は、以下の請求の範囲などによって決められる本発明の範囲を制限するために使うべきではない。

Claims (29)

1. メタン及びメタンより相対的に揮発性の少ない凍結可能な成分を含む多成分供給流からメタンを豊富に含む加圧液体を製造する方法であって、
   （ａ）多成分供給流を、１，３８０ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）〜６，７６４ｋＰａ（９８１ｐｓｉａ）の圧力で且つ凍結可能な成分が固体を形成する条件下で稼動する冷却区画を有する分離システム、及び冷却区画の下方に位置する蒸留区画に導入すること、ここで、該分離システムはメタンを豊富に含む蒸気流および凍結可能な成分を豊富に含む液流を生成し、
   （ｂ）−１１２℃より高い温度及び液体製品がバブルポイント又はそれ以下になるのに十分な圧力を有するメタンを豊富に含む液体流を生成するために蒸気流の少なくとも１部を冷却すること、
   （ｃ）メタンを豊富に含む液化生成物流として、工程（ｂ）の液化流の最初の部分を取り出すこと、及び
   （ｄ）分離システムの冷却のために、工程（ｂ）の液化流の二番目の部分を分離システムへ導入することを含む上記方法。
2. −１１２℃より高い温度で貯蔵するための貯蔵手段への液化生成物流を導入することを更に含む請求項１記載の方法。
3. 冷却工程（ｂ）が、更に蒸気流を高圧流に圧縮すること、該圧縮流の少なくとも一部を熱交換器で冷却すること、及び冷却した圧縮流を低圧で膨張させること、これにより圧縮流が更に冷却されて−１１２℃（−１７０°Ｆ）よりも高い温度で、且つ液体生成物がバブルポイント以下になるのに十分な圧力を有するメタンに富んだ液化流を生成する請求項１記載の方法。
4. 熱交換器での圧縮流の冷却が、工程（ａ）の蒸気流との間接的熱交換によって行われる請求項３記載の方法。
5. 更に、分離システムによって生産された液流を圧力膨張により冷却すること、及び膨張し、冷却された液流を用いて圧縮流の間接的熱交換による冷却を行うことを含む請求項３記載の方法。
6. 更に、圧縮流の圧力及び膨張流の圧力を調整し、分離システムに導入される液化流の二番目の部分での固体の生成を防ぐことを含む請求項３記載の方法。
7. 工程（ａ）の分離システムが、最初の蒸留カラム及び二番目の蒸留カラムを含み、最初の蒸留カラムが蒸留区画及びその上方の冷却区域を含み、二番目の蒸留カラムが蒸留区画を含み、更に工程（ａ）の多成分供給流を最初の蒸留カラムに導入し、蒸気上部流を冷却区画から二番目の蒸留カラムの低い領域に供給し、二番目の蒸留カラムから蒸気流を取りだし更に冷却工程（ｂ）に従って蒸気流を冷却し、冷却工程（ｂ）の液化流の二番目の部分を二番目の分離カラムの上方領域に供給し、二番目の蒸留カラムから液体ボトム気流を取りだし、更に液体ボトム気流を最初の蒸留カラムの冷却区画に供給することを含む請求項１記載の方法。
8. 分離システムが、最初の蒸留区画、その下方の二番目の蒸留区画、及び最初と二番目の蒸留区画の間の冷却区画を含み、ここで、冷却工程（ｂ）の液化流の二番目の部分が最初の蒸留区画に導入される請求項１記載の方法。
9. 冷却工程（ｂ）の蒸気流の冷却が、閉ループ冷却システムによって冷却する熱交換器で行われる請求項１記載の方法。
10. 閉ループ冷却システムが、主用冷媒としてプロパンを有する請求項９記載の方法。
11. 閉ループ冷却システムが、メタン、エタン、プロパン、ブタン、ペンタン、二酸化炭素、硫化水素、及び窒素を含む冷媒を有する請求項９記載の方法。
12. 更に、冷却工程（ｂ）より前に、メタンを豊富に含む液化ガスの蒸発によって生じたボイルオフガスを前記工程に送ることを含む請求項１記載の方法。
13. ガス気流の液化が、カスケード式の二つの閉ループ冷却サイクルの使用によってなされる請求項１記載の方法。
14. 工程（ａ）の多成分ガス気流が、３，１００ｋＰａ（４５０ｐｓｉａ）〜６，７６４ｋＰａ（９８１ｐｓｉａ）の圧力を有する請求項１記載の方法。
15. 凍結可能な成分が二酸化炭素である請求項１記載の方法。
16. 冷却工程（ｂ）が、さらに蒸気流を圧縮流に圧縮し、熱交換器中で圧縮流の少なくとも１部を冷却し、冷却された圧縮流の最初の部分を生産ガス流として取り出し、更に冷却された圧縮流の二番目の部分を低圧に膨張させ、それにより圧縮流がさらに冷却されて、−１１２℃（−１７０°Ｆ）より高い温度で液体製品がバブルポイント又はそれ以下になるのに十分な圧力を有する、メタンを豊富に含む液化流を生成することを含む請求項１記載の方法。
17. １，３８０ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）〜６，７６４ｋＰａ（９８１ｐｓｉａ）の圧力下で液化天然ガスを、メタン及びメタンよりも相対的に低い揮発性の凍結可能な成分を含む多成分供給流から製造する方法であって、
    （ａ）凍結可能な成分が固体形成をする条件下で稼動する分離システムに、多成分供給流を導入すること、
    （ｂ）分離システムの上部領域からの蒸気流を取り出すこと、
    （ｃ）蒸気流を高圧気流への圧縮すること、
    （ｄ）工程（ｂ）の蒸気流中で利用可能な冷却を用い、圧縮流の少なくとも１部を冷却すること、
    （ｅ）冷却された圧縮流を膨張させて更に冷却すること、ここで膨張流は１，３８０ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）〜６，７６４ｋＰａ（９８１ｐｓｉａ）の圧力下で主に液体である、
    （ｆ）分離システムの上部へ膨張流の少なくとも１部を供給し、分離システムに冷却を与えること、及び
    （ｇ）膨張流から１，３８０ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）〜６，７６４ｋＰａ（９８１ｐｓｉａ）の圧力及び−１１２℃以上の温度で、メタンを豊富に含む液体製品を回収することを含む上記方法。
18. 更に工程（ｃ）の圧縮蒸気流の１部を回収すること、及び工程（ｄ）に従い蒸気流の残った部分を冷却することを含む請求項１７記載の方法。
19. 工程（ｃ）の圧縮の前に、工程（ｂ）の蒸気流を暖める請求項１７記載の方法。
20. 分離システムが、最初の蒸留区画、最初の蒸留区画の下方の二番目の蒸留区画、及び最初と二番目の蒸留区画の間の冷却区画、ここで、膨張流が最初の蒸留区画に導入される請求項１７記載の方法。
21. 多成分供給流が最初の蒸留区画の下方に導入される請求項２０記載の方法。
22. さらに、分離システムからの液体を取り出すこと、圧力膨張手段によって液体を冷却すること、そして工程（ｃ）の圧縮蒸気流との熱交換により、該液体を少なくとも部分的に気化させることを含む請求項１７記載の方法。
23. さらに、分離システムから凍結可能な成分を豊富に含む液体を取り出すこと、圧力膨張手段によって凍結可能な成分を豊富に含む液体を冷却すること、そして、分離システムに入る前に膨張した凍結可能な成分を豊富に含む液体との熱交換によって多成分供給流を冷却することを含む請求項１７記載の方法。
24. さらに、分離システムに入る前に、膨張手段によって多成分流を冷却することを含む請求項１７記載の方法。
25. 工程（ｃ）の高圧流の圧力及び膨張流（ｅ）の圧力が制御され、工程（ｆ）の分離システムに供給される流中で固体形成を防ぐ請求項１７記載の方法。
26. 工程（ｇ）の回収された液体製品流が、１、３８０ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）〜６，７６４ｋＰａ（９８１ｐｓｉａ）の圧力を有する請求項１７記載の方法。
27. メタン及び一つ以上の凍結可能な成分を含む多成分流の液化により、−１１２℃より高く、且つ液体がそのバブルポイント又はそれ以下になるのに十分な圧力を有するメタンを豊富に含む液体を生産する方法であって、
    （ａ）１，３８０ｋＰａ（２００ｐｓｉａ）〜６，７６４ｋＰａ（９８１ｐｓｉａ）の圧力の多成分供給流を、凍結可能な成分が固体形成する条件下で稼動する分離システムへ導入し、メタンを豊富に含む蒸気流及び分離システム中で固化する成分を豊富に含む液流を提供すること、
    （ｂ）閉ループ冷却システムにより蒸気流を液化し、−１１２℃よりも高い温度で、且つ液体がそのバブルポイント以下になるのに十分な圧力を有するメタンを豊富に含む液体を生成すること、及び
    （ｃ）メタンを豊富に含む液体を、−１１２℃より高い温度で貯蔵するための貯蔵容器に導入することを含む、上記方法。
28. 供給流の液化が、閉ループ冷却システムでなされる請求項２７記載の方法。
29. 供給流の液化の前に、さらに液化天然ガスの蒸発から生じたボイルオフガスを分離システムからの蒸気流と組み合わせることを含む請求項２８記載の方法。

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