JP5011501B2 - 液体天然ガス処理 - Google Patents

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Description

本出願は、２００２年４月３日出願の同時継続の米国特許出願第１０／１１５，１５０号の一部継続出願である。
本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）からの、メタンより重い炭化水素の回収を対象とし、詳細には、メタン炭化水素より重い炭化水素を回収するのを助けるために、第２の分離段階に入る前に、第１の分離段階で回収されるＣ２＋炭化水素が分割されて一部分が加熱される、２つのステップの分離プロセスを対象とする。
天然ガスは、典型的には、１５容量％までのメタンより重い炭化水素を含有する。したがって、天然ガスは、典型的には、分離されて、パイプライン品質のガス状画分と揮発性の低い液体炭化水素画分とを供給する。これらの価値ある天然ガス液（ＮＧＬ）は、エタン、プロパン、ブタン、及び少量の他の重い炭化水素を含む。状況によっては、パイプラインによる輸送手段の代替手段として、遠方の天然ガスを液化して、特別なＬＮＧタンカーで適切なＬＮＧ処理・備蓄基地に輸送する。次いで、このＬＮＧは、再気化されて天然ガスと同じ方式で気体燃料として使用されることができる。ＬＮＧは少なくとも８０モルパーセントのメタンを含むことから、発熱量に関するパイプライン仕様に適合させるために、より重い天然ガス炭化水素からのメタンの分離が必要である場合が多い。加えて、その成分は、燃料ガスとしての価値に比べ、それらが石油化学の原料油として使用される液体製品としてより高い価値を持つことから、ＮＧＬを回収することは望ましい。
ＮＧＬは、典型的には、「リーンオイル」吸着、冷却「リーンオイル」吸着、及び極低温における凝縮を含む多くのよく知られているプロセスによりＬＮＧストリームから回収される。多くの既知のプロセスが存在するが、高い回収率とプロセスの単純性（即ち、低い投下資本）との間で妥協しているのが常である。ＬＮＧからＮＧＬを回収するための最も一般的な方法は、ＬＮＧをポンプで送り込んで気化させ、次いで、得られたガス状の流体を、典型的な業界標準のターボ膨張型極低温ＮＧＬ回収プロセスに向け直すことである。このようなプロセスは、極低温を発生させるために、ターボ膨張機又はＪ．Ｔ．バルブの両端間での大きな圧力低下を必要とする。加えて、このような従来のプロセスは、典型的には、ＬＰＧ抽出の後に、得られたガス状の流体を圧縮して膨張段階前の圧力に到達させる必要がある。この標準的なプロセスの代替プロセスは既知であり、２つのそのようなプロセスが、米国特許第５，５８８，３０８号明細書及び第５，１１４，４５７号明細書に開示されている。米国特許第５，５８８，３０８号明細書に記載されているＮＧＬの回収プロセスは、外部冷却又は供給原料ターボ膨張機の代わりに、自己冷却及び一体化された熱交換を使用している。しかし、このプロセスは、ＬＮＧ供給原料が周囲温度にあること、並びに、ＬＮＧ供給原料を前処理して水、酸性気体、及び他の不純物を除去することを必要とする。米国特許第５，１１４，４５７号明細書に記載されているプロセスでは、ＮＧＬを、分画オーバーヘッドの圧縮された再循環部分との熱交換によって温められているＬＮＧ供給原料から回収する。メタンが豊富な残留ガスを含むオーバーヘッドの残余は、圧縮され、加熱されて、パイプライン分配システムに導入される。
本発明は、主ＬＮＧエキスポートポンプ（ｅｘｐｏｒｔ ｐｕｍｐ）に向けることができ、そこでパイプライン圧に押し出され、最終的に主ＬＮＧ気化機に送り込むことができる、低圧の、液体メタンが豊富なストリームを産出する、別の代替のＮＧＬ回収プロセスを提供する。また、本発明は、本明細書において以下に説明しさらに特許請求の範囲で定義するように、メタン炭化水素より重い炭化水素を回収するのを助けるために、第２の分離段階に入る前に、第１の分離段階で回収されるＣ２＋炭化水素が分割されて一部分が加熱される、２つのステップの分離プロセスを使用する。
上記のように、本発明は、脱水、酸性ガス及び他の不純物の除去に対する必要性を回避する、ＬＮＧからＮＧＬを回収するための改良されたプロセスを対象とする。このプロセスの更なる利点は、典型的なＮＧＬ回収設備に付随する残留ガス圧縮の必要性を事実上取り除いていることから、全体としてエネルギー及び燃料の必要性を顕著に低減していることである。また、このプロセスは、極低温を生じさせるための、ターボ膨張機又はＪ．Ｔ．バルブの両端間での大きな圧力低下を必要としない。これにより、典型的な極低温ＮＧＬ回収設備と比べて、このプロセスを構築するための投下資本が３０から５０％低減される。
概して、このプロセスは、第２の分離段階に入る前に、第１の分離（回収）段階で回収されるＣ２＋炭化水素が分割されて、一部分が加熱され、他の部分が第２の分離ステップにおいて還流ストリームとして使用される、２つのステップの分離プロセスを使用することにより、低圧液化天然ガスを用いて（例えば、ＬＮＧ貯蔵システムから直接）、メタンより重い炭化水素を回収する。このことが、メタン炭化水素より重い炭化水素の回収を助け、その結果、高収率でＮＧＬが産出される。第２の分離ステップでのＣ１〜Ｃ２が豊富なストリームの回収されたオーバーヘッドストリームは、第１の分離ステップに再循環され、メタンが豊富なストリームを発生させる。第１の分離ステップからのこのメタンが豊富なストリームは、このメタンが豊富なストリームを再液化するための低温でローヘッドのコンプレッサの吸引側に送られる。再液化されたＬＮＧは、次いで、分割されて、一部分は第１の分離段階において第２の還流物として使用され、残りの部分は主ＬＮＧエキスポートポンプへと導かれる。
（発明の詳細な説明）
天然ガス液（ＮＧＬ）は、従来のプロセスで用いられているような外部冷却又は供給原料ターボ膨張機を必要とすることなく、低圧液化天然ガス（ＬＮＧ）から回収される。図１を参照すると、プロセス１００は、入ってくるＬＮＧ供給原料ストリーム１が、非常に低圧の、典型的には０〜５ｐｓｉｇ（０〜３４．５ｋＰａ）の範囲にあり、−２００゜Ｆ（−１２８．９℃）未満の温度のポンプ２に入ることを示している。ポンプ２は、それがＬＮＧの数百ポンドの圧力を、およそ１００〜５００ｐｓｉｇ（０．６９〜３．４５ＭＰａ）、好ましくは３００〜３５０ｐｓｉｇ（２．０７〜２．４１ＭＰａ）のプロセス範囲に増大させることができるのであれば、ＬＮＧのポンプ操作に典型的に用いられる任意のポンプ設計でよい。ポンプ２から得られたストリーム３は、物理的にコールドボックス４に供給され、そこで、コンプレッサ８の放出物から得られる実質的にＮＧＬを含まないライン９中の残余ガスと交差交換される。コールドボックス４内で追加の冷却が必要である状況では、外部冷媒ライン３２が使用されることができ、冷却能力が増大される。外部冷媒の厳密な性質は本発明において重要ではないが、高圧のＬＮＧストリームを使用するのが最も都合がよい可能性がある。ＬＮＧ供給原料の加熱されたストリームは、ストリーム５としてコールドボックス４から除去される。
温められて部分的に気化された後、ストリーム５内のＬＮＧは、プロセスの始動の間において必要である場合には任意選択の熱交換器（図示せず）によってさらに温められることができ、その後、第１の分離器又は回収塔６に送られる。分離器６は、単一の分離プロセス、又は、ＬＮＧ原料油の画分を分離するために慣例的に使用されるいくつかの単位操作の一連の流れ構成を含むことができる。使用される特定の分離器（複数可）の内部構成は、ルーチン的工業設計の問題であり、本発明において重要ではない。ストリーム５は、分離器６内で分離され、ＮＧＬが豊富なボトムストリーム１１に入り、ポンプ１２を介して抜き出して、ストリーム１３に入る。ストリーム１３は２つの部分に分割されて、ストリーム１４及び１５を生成する。相対的な部分であるストリーム１４及び１５は、所望されるエタン回収の量及び供給原料ＬＮＧの組成に依存する。好ましい分割は、ストリーム１４が１５〜８５％、ストリーム１５が１５〜８５％である。ストリーム１４は、その後、ライン３１を介して供給原料として脱エタン塔１６に送られる前に加熱される。ストリーム１４の好ましい加熱方法は、ストリーム１４をコールドボックス４に戻して、そこで、ストリーム９からの圧縮されたＬＮＧと交差熱交換をすることである。ストリーム１５は、直接に、脱エタン塔１６内で還流ストリームとして使用され、所望される重成分の回収を増進させる。脱エタン塔１６は、底部再煮沸器又は側部再煮沸器２７によって加熱されることができる。
メタンが豊富なオーバーヘッドストリーム１７は、脱エタン塔１６から抜き出して、回収塔６に送られる。このストリームを回収塔に再び送ることにより、このストリーム内の任意のエタン及び重成分を回収することが可能になる。回収されたＮＧＬ生成物ストリーム１９は、脱エタン塔１６から抜き出して、ＮＧＬ備蓄所に送られる或いはＮＧＬパイプライン又は分別装置（図示せず）にポンプで送られる。実質的にＮＧＬがなく、メタンが豊富なオーバーヘッドストリーム７は、分離器６から抜き出して、低温でローヘッドのコンプレッサ８に供給されて、そこで、圧縮されたＬＮＧストリーム９を形成する。コンプレッサ８は、流出するストリーム９が主気体熱交換器（コールドボックス）４中で適当な温度差を維持して、再液化されたメタンが豊富なガス（ＬＮＧ）の流出ストリーム１０を形成するように、圧力の十分な後押しを提供するために必要とされる。コンプレッサ８は、約７５から１１５ｐｓｉ（約０．５２から０．７９ＭＰａ）の最小限の圧力上昇を達成するように設計され、好ましくは圧力を約３００ｐｓｉｇ（２．０７ＭＰａ）から約３５０〜４２５ｐｓｉｇ（約２．４１〜２．９３ＭＰａ）に上昇させる。ストリーム１０中の再液化されたメタンが豊富なＬＮＧは、２つの部分に分割されてストリーム３０及び３３を形成する。ストリーム３０は、分離器６への外部還流物として使用される。この還流物は、かなり高いレベルのエタンの回収を達成するために必要である。相対的な部分であるストリーム３０及び３３は、ＬＮＧ供給原料の組成及び必要とされるエタンの回収量に依存する。好ましい分割は、ストリーム３０が２〜１０％、ストリーム３３が９０〜９８％である。ストリーム３３中の再液化されたメタンが豊富なＬＮＧは、主ＬＮＧエキスポートポンプ（図示せず）に導かれ、そこで、この液体はパイプライン圧までポンプを掛けられ、最終的に主ＬＮＧ気化器へと送られる。
当業者としては、熱交換器、ポンプ、コンプレッサ、及び分離器の特定の設計は本発明においては重要ではない。実際、所望の性能を達成するために特定の単位操作を選択してある大きさに造ることは、ルーチン的技術実務に関する事項である。本発明は、単位操作の独自の結合と、未処理のＬＮＧを外部還流物として使用して、ＮＧＬを回収するために高レベルの分離効率を達成できることの発見とにある。
本発明の好ましい実施形態であると考えられることを説明してきたが、当業者は、特許請求の範囲によって規定された本発明の精神から逸脱することなく、これらの実施形態に対して別のそして更なる修正形態が作られることができること、例えば本発明を種々の条件、供給原料のタイプ、又は他の要求に適応させることができることを認識するであろう。
本発明の一実施形態の概略流れ図である。

Claims (3)

  1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）からメタンより重い炭化水素を回収するプロセスであって、
    ａ）１００ｐｓｉａ（０．６９ＭＰａ）を超える圧力にするために、液体の、低圧ＬＮＧ（液化天然ガス）をポンプで押し出すステップ；
    ｂ）ステップａ）からの前記加圧された液体ＬＮＧを、前記加圧された液体ＬＮＧが熱交換されてその温度が増大される熱交換器へ導くステップ；
    ｃ）ステップｂ）からの前記熱交換され加圧された液体ＬＮＧを分離器に導き、第１及び第２の還流物と組み合わせて分離器ボトムストリームと共に分離器オーバーヘッドストリームを得る、ステップ；
    ｄ）前記分離器ボトムストリームを加圧した後、前記加圧された分離器ボトムストリームを第１及び第２の部分に分割するステップ；
    ｅ）前記加圧された分離器ボトムストリームの第１の部分を還流ストリームとして脱エタン塔に導くステップ；
    ｆ）前記加圧された分離器ボトムストリームの第２の部分を前記熱交換器に導くことによって、前記第２の部分を加熱するステップ；
    ｇ）前記加圧された分離器ボトムストリームの加熱された第２の部分を脱エタン塔に導くステップ；
    ｈ）メタンより重い炭化水素を脱エタン塔ボトムストリームとして抜き出すステップ；
    ｉ）脱エタン塔オーバーヘッドストリームを第２の還流物として分離器に導くステップ；
    ｊ）前記分離器からの前記分離器オーバーヘッドストリームを抜き出して、さらに、前記分離器オーバーヘッドストリームを、前記熱交換器への導入の前に圧縮し、前記加圧された液体ＬＮＧと熱交換させて、再液化され加圧されたＬＮＧを得るステップ；及び
    ｋ）前記再液化され加圧されたＬＮＧの一部分を第１の還流物として使用するために分離するステップ
    を含む、上記プロセス。
  2. 外部冷媒を前記熱交換器に供給するステップをさらに含む、請求項１に記載のプロセス。
  3. ＬＮＧの高圧ストリームを外部冷媒として前記熱交換器に供給するステップをさらに含む、請求項２に記載のプロセス。
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