KR20100016628A - 액화 천연 가스 처리 - Google Patents

액화 천연 가스 처리 Download PDF

Info

Publication number
KR20100016628A
KR20100016628A KR1020097023957A KR20097023957A KR20100016628A KR 20100016628 A KR20100016628 A KR 20100016628A KR 1020097023957 A KR1020097023957 A KR 1020097023957A KR 20097023957 A KR20097023957 A KR 20097023957A KR 20100016628 A KR20100016628 A KR 20100016628A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
stream
vapor
fractionation column
liquid
natural gas
Prior art date
Application number
KR1020097023957A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101433994B1 (ko
Inventor
카일 티. 쿠엘라
존 디. 윌킨슨
행크 엠. 허드슨
Original Assignee
오르트로프 엔지니어스, 리미티드
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 filed Critical 오르트로프 엔지니어스, 리미티드
Publication of KR20100016628A publication Critical patent/KR20100016628A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101433994B1 publication Critical patent/KR101433994B1/ko

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209Natural gas or substitute natural gas
    • F25J3/0214Liquefied natural gas
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25JLIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

액화 천연 가스(LNG)로부터 더 무거운 탄화수소의 회수에서, LNG 공급 스트림이 가열되어 그 적어도 일부가 증발하고, 이어서 중간-컬럼 공급 위치에서 분류컬럼에 공급된다. 증기 증류 스트림은 중간-컬럼 공급 위치 아래쪽의 분류 컬럼으로부터 배출되고, LNG 공급 스트림과 열교환이 진행되며, 증기 증류 스트림의 가열의 일부를 공급함에 따라 증기 증류 스트림을 냉각시킨다. 증기 증류 스트림은 냉각되어 그 일부가 응축되고, 응축된 스트림을 형성한다. 응축된 스트림의 일부는 최상부 공급으로서 분류 컬럼으로 보내진다. 그 컬럼으로의 공급의 양과 온도는 컬럼 오버헤드 온도를 유지하여, 원하는 성분들의 대부분이 컬럼으로부터 바닥 액체 생성물로 회수된다.

Description

액화 천연 가스 처리{LIQUEFIED NATURAL GAS PROCESSING}
본 발명은 휘발성의 메탄이 풍부한 가스 스트림과 저휘발성 천연 가스 액체 (NGL) 또는 액화 석유 가스(LPG) 스트림을 제공하기 위하여 액화 천연 가스(이하 LNG로 표기)로부터 에탄과 더 무거운 탄화수소 또는 프로판과 더 무거운 탄화수소를 분리하는 공정에 관한 것이다. 본 출원인은 2007년 5월 17일자로 출원된 이전의 미국 가출원 제60/938,489호의 미국법전 35의 119(e) 하의 이익을 주장한다.
파이프라인 수송의 대안으로서, 원거리에 있는 천연가스를 종종 액화하고, 특수한 LNG 탱커로 적절한 LNG 수용 및 저장 터미널로 수송한다. 이어서 LNG를 다시 기화시켜 천연가스와 동일한 방식으로 증기 연료로 사용할 수 있다. 비록 LNG는 통상적으로 주로 메탄으로 구성되어 있지만, 즉 메탄이 LNG의 50몰% 이상으로 포함되지만, LNG에는 또한 상대적으로 적은 양의 더 무거운 탄화수소, 예컨대 에탄, 프로판, 부탄 등과, 질소를 포함한다. LNG를 증발시켜 얻은 증기 연료가 발열량(heating value)에 대한 파이프라인 규격에 맞도록, LNG 내의 메탄으로부터 더 무거운 탄화수소의 일부 혹은 전부를 분리하는 것이 종종 필요하다. 또한 이러한 탄화수소들은 연료로서의 가치보다 액체 제품으로서의 가치가 더 높기 때문에(일례로, 석유화학공업의 주원료로 사용하기 위하여) 메탄 및 에탄으로부터 더 무거운 탄화수소들을 분리하는 것이 또한 종종 바람직하다.
LNG로부터 에탄 및/또는 프로판 및 더 무거운 탄화수소를 분리하기 위해 사용될 수 있는 많은 공정들이 있지만, 이들 공정들은 흔히 높은 회수율, 낮은 유틸리티 비용 및 공정 단순성 (및 그에 따른 낮은 자본 투자) 간의 타협이 이뤄져야 한다. 미국특허 제2,952,984호; 제3,837,172호; 제5,114,451호; 및 7,155,931호는 이후에 가스 분배 네트워크에 진입하기 위한 압력을 전하기 위해 압축되는 증기 스트림으로서의 저급 LNG를 생성하면서, 에탄 또는 프로판의 회수가 가능한 관련된 LNG 공정들을 기술하고 있다. 그러나 낮은 유틸리티 비용은, 만일 저급 LNG가 가스 분배 네트워크의 전달 압력으로 (압축되기보다는) 펌프될(pumped) 수 있는 액체 스트림으로서 대신 생성되는 경우, 낮은 수준 외부 가열원 또는 다른 수단을 사용하여 후속적으로 증발되는 저급 LNG로 가능하다. 미국특허 제7,069,743호 및 7,216,507호와 현재 계류중인 출원번호 제11/749,268호는 그러한 공정을 기술하고 있다.
본 발명은 전체적으로 상기 LNG 스트림으로부터 프로필렌, 프로판, 및 더 무거운 탄화수소들을 회수하는 것에 관한 것이다. 본 발명에서는 처리 설비를 간단하게 하고 자본 투자를 낮게 유지하면서, 높은 프로판 회수를 가능케하는 신규한 공정 배열을 사용한다. 또한, 본 발명은 LNG 처리에 요구되는 유틸리티(동력 및 열)의 감소를 제공하여, 선행기술 공정보다 낮은 작동 비용을 제공하고, 또한 자본 투자에 있어서 상당한 감소를 제공한다. 본 발명에 따라 처리된 LNG 스트림의 전형적인 분석은, 대략적인 몰%로, 86.7% 메탄, 8.9% 에탄 및 기타 C2 성분, 2.9% 프로판 및 기타 C3 성분, 및 1.0% 부탄 + 이며, 나머지는 질소로 이루어진다.
본 발명을 더 쉽게 이해하기 위해서, 하기의 실시예 및 도면을 참조로서 나타내었다. 도면을 참조한다:
도 1은 증발된 LNG 생성물이 상대적으로 낮은 압력으로 전달되는 경우의 본 발명에 따르는 LNG 처리 플랜트의 플로우 다이어그램이다.
도 2는 증발된 LNG 생성물이 상대적으로 높은 압력으로 전달되어야 하는, LNG 처리 플랜트에 대한 본 발명의 적용의 대안적인 수단을 보여주는 플로우 다이어그램이다.
상기 도면에 대한 하기 설명에서, 대표적인 공정 조건을 위해 계산된 유속을 요약한 표가 제공된다. 본 명세서에 기재된 표에서, 유속 값(시간당 몰로 기재)은 편의상 가장 가까운 정수로 반올림되었다. 표에 나타낸 전체 스트림 속도는 모든 비-탄화수소 성분을 포함하며, 따라서 일반적으로 탄화수소 성분의 스트림 유속의 합계보다 크다. 나타낸 온도는 가장 가까운 온도로 반올림된 근사값이다. 또한 도면에 도시된 공정들을 비교하기 위해서 수행된 공정 디자인 계산은 주변으로부터(또는 공정으로부터) 공정까지(또는 주변까지) 열 누출이 없다는 가정에 근거하였음을 주지해야한다. 상업적으로 입수 가능한 절연 물질의 품질은 이를 매우 적 절한 가설이 되도록 하며, 이는 당업자에 의해 일반적으로 실현될 수 있다.
편의상, 공정 파라미터들은 전통적인 영국 단위 및 시스템 국제단위(SI)의 단위들로 나타내었다. 표에 나타낸 몰 유속은 시간당 파운드 몰 또는 시간당 킬로그램 몰로 해석될 수 있다. 마력(HP) 및/또는 시간당 천 영국 열 단위 (MBTU/Hr)로서 나타낸 에너지 소비는 시간당 파운드 몰로 상기 몰 유속과 상응한다. 킬로와트(kW)로 나타낸 에너지 소비는 시간당 킬로그램 몰로 상기 몰 유속과 상응한다.
발명의 상세한 설명
실시예 1
도 1은 공급 스트림 내에 존재하는 C3성분들과 더 무거운 탄화수소성분들을 주성분으로 하는 LPG 생성물을 생산하도록 적용된 본 발명에 따르는 공정의 플로우 다이어그램이다.
도 1 공정의 시뮬레이션에서, LNG 탱크(10)로부터의 처리될 LNG(스트림(41))는 -255℉[-159℃]에서 펌프(11)로 들어가고, 이는 열 교환기(13,14)를 통해 흘러서 분류 컬럼(21)으로 유동할 수 있도록 LNG의 압력을 충분히 상승시킨다. -253 °F [-158℃] 및 440 psia[3,032 kPa(a)]에서 펌프를 나오는 스트림(41a)은 분류탑(21)의 탑 중간 영역으로부터 배출되는 증류 증기 스트림(50)을 냉각시키고 부분적으로 응축시키는 것에 의해 열교환기(13)에서 -196°F [-127℃]로 가열된다(스트림 41b). 가열된 스트림(41b)은 그후 낮은 레벨 유틸리티 히트를 사용하여 열교환기(14)에서 -87°F [-66℃]로 더 가열된다(탑 리보일러(25)에서 사용되는 가열 매 체와 같은 높은 레벨 유틸리티 히트는 보통 낮은 레벨 유틸리티 히트보다 비용이 더 많이 들기 때문에, 바다물과 같은 낮은 레벨 열의 사용이 최대화되고, 높은 레벨 유틸리티 히트를 최소로 사용할 때, 통상적으로 가동 비용을 보다 낮출수 있다). 부분적으로 증발된, 더 가열된 스트림(41c)은 이어서 상부 중간-컬럼 공급점(upper mid-column feed point)에서 분류 컬럼(21)으로 공급된다. 일부 환경하에서는, 스트림(41c)을 분리기(15)를 거쳐 증기 스트림(42)과 액체 스트림(43)으로 분리하고, 도 1에서 점선으로 표시한 바와 같이 각각의 스트림을 서로 분리된 경로를 통해 분류 컬럼(21)으로 보내는 것이 바람직할 수 있다.
탑(21)에서 탈메탄화장치는 수직으로 배치된 복수의 트레이들, 하나 이상의 패킹된 베드들, 또는 트레이들과 패킹의 몇몇 조합을 포함하는 종래의 증류 컬럼이다. 탈메탄화장치 탑은 두 부분으로 이루어져 있다 : 상부 흡수(정류) 부분(21a)은 증기 부분으로부터 프로판과 더 무거운 성분들을 응축하고 흡수하기 위하여 상부로 올라가는 스트림(41c)의 증기 부분과 아래로 떨어지는 차가운 액체 사이에 필요한 접촉을 제공하기 위해 필요한 트레이들 또는 패킹을 포함하고; 하부의 탈기 부분(21b)은 아래로 떨어지는 액체와 상부로 올라가는 증기 사이에 필요한 접촉을 제공하기 위하여 트레이들 또는 패킹을 포함한다. 탈메탄화장치 탈기부분(21b)은 또한 (리보일러 25와 같은) 하나 이상의 리보일러들을 포함하는데 이는 그 컬럼의 바닥에 있는 일부 액체들을 가열하고 증발시켜 그 컬럼의 상부로 흐르는 탈기 증기(stripping vapor)를 제공한다. 이 증기는 액체로부터 메탄과 C2성분들을 탈기시 켜서, 바닥의 액체 생성물(스트림(51))에는 사실상 메탄과 C2성분들은 없고 LNG공급 스트림에 포함된 C3성분들과 더 무거운 탄화수소들이 주성분을 이루게 된다.
스트림(41c)은 분류 컬럼(21)의 흡수 부분(21a)의 하부 영역에 위치한 상부 중간-컬럼 공급 위치(mid-column feed position)에서 분류 컬럼(21)에 들어간다. 스트림(41c)의 액체 부분은 그 흡수 부분으로부터 아래로 떨어지는 액체들과 뒤섞어지고 혼합된 액체는 탈메탄화장치(21)의 탈기부분(21b)을 향해 아래로 내려간다. 스트림(41c)의 증기 부분은 흡수 부분(21a)을 통하여 상부로 올라가고 아래로 떨어지는 차가운 액체와 접촉하여 C3성분들과 더 무거운 성분들을 응축하고 흡수한다.
탈메탄화장치(21)로부터의 액체 스트림(49)은 흡수 부분 (21a)의 하부 영역으로부터 배출되고, 열교환기(13)로 보내지고, 여기에서 전술한 바와 같이 증류 증기 스트림(50)의 냉각을 제공하면서 가열된다. 통상적으로, 탈메탄화 장치로부터 나오는 이 액체의 흐름은 열 사이펀(thermosiphon) 순환을 거치지만 펌프를 사용할 수도 있다. 액체 스트림은, 일반적으로 탈기부분(21b)의 중간 영역에서, 중간-컬럼 공급으로서 탈메탄화장치(21)로 되돌아가기 전에 스트림(49c)을 부분적으로 증발시키면서 -86°F [-65℃]에서 -65°F [-54℃]로 가열된다. 대안적으로, 액체 스트림(49)은 가열되지 않고도 점선(49a)으로 나타낸 바와 같이 탈메탄화장치(21)의 탈기 부분(21b)에서 중간-컬럼 공급점으로 직접 들어갈 수 있다.
증류 증기(스트림 50)의 일부는 -10°F[-23℃]에서 탈기 부분(21b)의 상부 영역으로부터 배출된다. 이어서 이 스트림은 전술한 바와 같이 (적용 가능한 경 우) LNG 스트림(41a)과 액체 스트림(49)과의 열 교환에 의하여 열교환기(13)에서 냉각되고 부분적으로 응축(스트림(50a))된다. 이어서 부분적으로 응축된 스트림(50a)은 -85°F [-65℃]에서 환류 분리기(19)로 흐른다.
환류 분리기(19)에서의 작동 압력(406 psia [2,797 kPa(a)])은 탈메탄화장치(21)의 작동 압력(415 psia [2,859 kPa(a)])보다 약간 낮은 상태에서 유지된다. 이렇게 되면 증류 증기 스트림(50)이 열교환기(13)를 통해 흐르게 하는 구동력이 생겨 증류 증기 스트림(50)은 응축된 액체(스트림 53)가 응축되지 않은 모든 증기(스트림 52)로부터 분리되는 환류 분리기(19)로 흐른다. 이어서 스트림(52)은 탈메탄화장치 오버헤드 스트림(48)과 결합하여 -95°F[-71℃]에서 차가운 잔류 가스 스트림(56)을 형성하며, 이는 이어서 381 psia[2,625 kPa(a)]에서 판매 파이프라인으로 흐르기 전에 열교환기(27)에서 낮은 레벨 유틸리티 히트를 사용하여 40°F [4℃]로 가열된다.
환류 분리기(19)로부터의 액체 스트림(53)은 펌프(20)에 의해 펌프되어 탈메탄화장치(21)의 작동 압력보다 약간 높은 압력으로 가압되며, 펌프된 스트림(53a)은 이어서 적어도 두 개의 부분으로 나누어진다. 한 부분인 스트림(54)은, 최상부 컬럼 공급(환류)으로서 탈메탄화장치(21)에 공급된다. 이 차가운 액체 환류는 탈메탄화장치(21)의 흡수 부분(21a)의 상부 정류 영역에서 올라가는 C3성분들과 더 무거운 성분들을 흡수하고 응축시킨다. 다른 부분인 스트림(55)은, 스트림(50)을 부분적으로 정류하기 위하여, 증류 증기 스트림(50)이 배출되는 영역과 실질적으로 동일한 영역에서, 탈기 부분(21b)의 상부 영역에 위치한 중간-컬럼 공급 위치에서 탈메탄화장치(21)에 공급된다.
탈메탄화장치 오버헤드 증기(스트림 48)는 전술한 바와 같이 -94°F[-70℃]에서 탈메탄화장치(21)의 최상부를 빠져나와 증기 스트림(52)과 결합된다. 액체 생성물 스트림(51)은 바닥 생성물에서의 에탄:프로판의 몰비가 0.02:1를 기반으로 하여 185°F[85℃]에서 탑의 바닥을 빠져나오고, 저장 또는 추가적인 처리를 위해 흐른다.
도 1에서 도시한 공정에 대한 스트림 유속과 에너지 소비의 요약을 하기 표에 나타내었다:
[표 1]
(도 1)
스트림 흐름 요약 - Lb.Moles/Hr [kg Moles/Hr]
Figure 112009070517104-PCT00001
회수*
프로판 99.67%
부탄 + 100.00%
동력
액체 공급 펌프 459HP [755kW]
환류 펌프 21HP [35kW]
합계 480HP [790kW]
낮은 레벨 유틸리티 히트
액체 공급 히터 71,532MBTU/Hr [46,206kW]
잔류 가스 히터 27,084MBTU/Hr [17,495kW]
합계 98,616MBTU/Hr [63,701kW]
높은 레벨 유틸리티 히트
탈메탄화장치 리보일러 26,816MBTU/Hr [17,322kW]
* (반올림되지 않은 유속에 기초함)
본 발명의 개선된 효율을 설명해주는 4개의 주요 인자가 있다. 첫째로, 많은 선행 기술 공정들에 비하여, 본 발명은 분류 컬럼(21)에 대한 환류로서 직접적으로 작용하기 위해 LNG 공급 그 자체에 의존하지 않는다. 오히려 차가운 LNG의 고유한 냉각능력을 열교환기(12)에서 이용하여, 추출되야 할 C3성분과 더 무거운 탄화수소성분들을 매우 적게 포함하는 액체 환류 스트림(스트림(54))을 생성함으로써, 분류탑(21)의 상부 흡수 부분(21a)에서 효율적인 정류를 가져오고, 상기 선행 기술 공정들의 반응평형 제한을 회피하도록 한다. 둘째로, 환류스트림(55)에 의하여 증류 증기 스트림(50)을 부분 냉각하면 액체 메탄과 C2 성분들이 대부분이고 C3 성분들과 더 무거운 탄화수소 성분들은 아주 적은 최상부 환류 스트림(54)이 생긴다. 그 결과 거의 100%의 C3 성분들과 더 무거운 탄화수소의 실질적으로 전부가 탈메탄화장치(21)의 바닥으로부터 나오는 액체 생성물(51)에서 회수된다. 셋째로, 흡수 부분(21a)에 의해 제공되는 컬럼 증기의 정류는 LNG 공급의 대부분이 (열교환기 (14)에서 낮은 레벨 유틸리티 히트에 의해 제공되는 높은 증발능력을 가진) 스트림(41c)으로서 탈메탄화장치(21)에 들어가기전에 증발되도록 한다. 분류 컬럼(21)에 공급하는 전체 액체량이 작다면, 탈메탄화장치로부터의 바닥 액체 생성물에 대한 규격을 만족시키기 위하여 높은 레벨 유틸리티 히트가 리보일러(25)에 의해 소비된다.
실시예 2
도 1은 증발된 LNG 잔류 가스의 요구되는 전달 압력이 상대적으로 낮을 때 본 발명의 바람직한 구현예를 나타낸다. 상대적으로 높은 압력에서 잔류 가스를 전달하기 위하여 LNG 스트림을 처리하는 대안의 방법은 도 2에 도시된 본 발명의 다른 구현예에 도시된다. 도 2에 제시된 공정에서 고찰되는 LNG 공급 성분과 조건들은 도 1에서의 것들과 같다. 따라서 본 발명의 도 2의 공정은 도 1의 구현예에 비교될 수 있다.
도 2의 공정의 시뮬레이션에서, LNG의 압력을 1215 psia [8,377 kPa(a)] 으 로 올리기 위하여 -255°F[-159℃]에서 LNG 탱크(10)로부터 가공될 LNG(스트림(41))가 펌프(11)로 들어간다. 이어서 고압 LNG(스트림(41a))는 열교환기(12)를 통해 흐르는데, 이 곳에서 부스터 압축기(17)로부터의 증기 스트림(56a)과 열교환에 의해 -249°F[-156℃]에서 -90°F[-68℃] (스트림 41b)까지 가열된다. 이어서 가열된 스트림(41b)는 열교환기(13)를 통해 흐르는데, 이 곳에서 분류탑(21)의 중간-컬럼 영역로부터 배출된 증류 증기 스트림(50)을 냉각하고 부분적으로 응축함으로써 -63°F [-53℃] (스트림 41c)로 가열된다. 이어서 스트림(41c)은 낮은 레벨 유틸리티 히트를 사용하여 열교환기(14)에서 -16°F [-27℃]로 추가로 가열된다.
추가로 가열된 스트림(41d)은 그후 팽창기(16)에 공급되는데 이 팽창기에서기계적 에너지가 고압공급으로부터 얻어진다. 팽창기(16)는 그 증기를 약 1190 psia [8,205 kPa(a)]의 압력으로부터 약 415 psia [2,859 kPa(a)] (분류 컬럼(21)의 작동 압력)으로 실질적으로 등엔트로피로 팽창시킨다. 작업팽창은 팽창된 스트림(42a)을 거의 -94°F [-70℃]의 온도로 냉각시킨다. 통상의 상업적으로 입수가능한 팽창기들은 이론적으로 이상적인 등엔트로피팽창에서 얻을수 있는 작업의 80-88% 정도를 회수할수 있다. 회수된 작업은 흔히 (항목 17과 같은) 원심 압축기를 구동하는데 사용되며 이 원심압축기는 예를 들어, 차가운 증기 스트림(스트림 56)을 재압축하는데 사용될 수 있다. 압축되고 부분적으로 응축된 스트림(42a)는 그후 상부 중간-컬럼 공급점에서 분류 컬럼(21)으로 공급된다.
도 2에 도시된 조성과 조건들을 위하여, 스트림(41d)은 완전히 증기 상태로 될 정도로 충분히 가열된다. 일부 환경하에서, 스트림(41d)을 부분적으로 증발시 킨 후 그것을 도 2에서 점선으로 나타낸 바와 같이 분리기(15)를 통하여 증기 스트림(42)과 액체 스트림(43)으로 분리하는 것이 바람직할 것이다. 그런 경우에 증기 스트림(42)은 팽창기(16)로 들어갈 것이며 한편 액체 스트림(43)은 팽창 밸브(18)로 들어가고 팽창된 액체 스트림(43a)은 하부 중간-컬럼 공급점에서 분류 컬럼(21)으로 공급될 것이다.
팽창된 스트림(42a)은 분류 컬럼(21)의 흡수 부분의 하부 영역에 위치한 상부 중간-컬럼 공급 위치에서 분류탑(21)으로 들어간다. 스트림(42a)의 액체 부분은 그 흡수 부분으로부터 아래로 떨어지는 액체들과 뒤섞이고 혼합된 액체는 탈메탄화장치(21)의 탈기 부분으로 아래로 내려간다. 팽창된 스트림(42a)의 증기 부분은 흡수 부분을 통하여 위로 올라가고 C3 성분들과 더 무거운 성분들을 응축하고 흡수하기 위하여 아래로 떨어지는 차가운 액체와 접촉된다.
탈메탄화장치(21)로부터 나오는 액체 스트림(49)은 흡수 부분의 하부 영역으로부터 배출되고 열교환기(13)로 보내지며, 여기에서 액체 스트림(49)은 전술한 바와 같이 증류 증기 스트림(50)의 냉각을 제공하도록 가열된다. 액체 스트림은 중간-컬럼 공급으로서 탈메탄화장치(21)로 되돌아가기 전에 보통 탈기부분의 중간 영역에서 스트림(49c)을 부분적으로 증발시키면서, -90°F [-68℃]에서 -61°F [-52℃]로 가열된다. 대안적으로, 점선(49a)으로 나타낸 바와 같이 액체 스트림(49)은 가열되지 않고 탈메탄화장치(21)의 탈기 부분에서 하부 중간-컬럼 공급점으로 직접 보낼 수도 있다.
증류증기(스트림 50)의 일부는 -15°F [-26℃]에서 탈기 부분의 상부 영역으로부터 배출된다. 이 스트림은 그후 LNG 스트림(41b)과 (적용할 수 있다면) 액체 스트림(40)과의 열교환에 의해 열교환기(13)에서 냉각되고 부분적으로 응축(스트림50a)된다. 이어서 -85°F[-65℃]에서 부분적으로 응축된 스트림(50a)은 탈메탄화장치(21)로부터 오버헤드 증기 스트림(48)과 결합하며 결합된 스트림(57)은 -95°F [-71℃]에서 환류 분리기(19)로 흐른다.(도 2에 도시된 바와 같이 스트림(50a)과 스트림(48)의 결합이 환류 분리기(19)의 배관 업스트림에서 발생할 수 있는 것과, 대안적으로 스트림(50a)과 스트림(48)이 환류 분리기(19)로 개별적으로 흘러 들어가 거기에서 스트림들이 섞일 수 있다는 것에 유의하여야 한다.)
환류 분리기(19)의 작동 압력(406 psia [2,797 kPa(a)])은 탈메탄화장치(21)의 작동 압력보다 약간 낮게 유지된다. 이는 증류 증기 스트림(50)이 열교환기(13)를 통하여 흐르고, 적합한 경우 컬럼 오버헤드 증기 스트림(48)과 결합하고, 결국 응축된 액체(스트림 53)를 응축되지 않은 증기(스트림 56)로부터 분리시키는 환류 분리기(19)로 흐르게 하는 구동력을 제공한다.
환류 분리기(19)로부터의 액체 스트림(53)은 펌프(20)에 의하여 탈메탄화장치(21)의 작동 압력보다 약간 높은 압력으로 펌프되며, 펌프된 스트림(53a)은 적어도 두개의 부분으로 나누어진다. 한 부분인 스트림(54)은 최상부 컬럼 공급(환류)으로서 탈메탄화장치(21)에 공급된다. 이 차가운 액체 환류는 탈메탄화장치(21)의 흡수 부분(21a)의 상부 정류 영역에서 올라가는 C3 성분들과 더 무거운 성분들을 흡 수하고 응축한다. 다른 부분인 스트림(55)은 스트림(50)을 부분적으로 정류하기 위하여, 증류 증기 스트림(50)이 배출되는 영역과 실질적으로 동일한 영역에서, 탈기부분(21b)의 상부 영역에 위치한 중간-컬럼 공급 위치에서 탈메탄화장치(21)에 공급된다. 전술한 바와 같이 탈메탄화장치(21) 오버헤드 증기(스트림 48)는 -98°F [-72℃]에서 탈메탄화장치(21)의 최상부를 빠져나와 부분적으로 응축된 스트림(50a)과 결합된다. 액체 생성물 스트림(51)은 185°F [85℃]에서 탑의 바닥을 빠져나와 저장 또는 추가적인 처리를 위해 흐른다.
분리기(19)로부터 나오는 차가운 증기 스트림(56)은, 열교환기(12)에서 완전히 응축될 수 있도록 스트림(56a)의 압력을 충분히 높이기 위하여 팽창기(16)에 의하여 구동되는 압축기(17)로 흐른다. 스트림(56a)은 -24°F[-31℃] 및 718 psia [4,953 kPa(a)]에서 압축기를 빠져나와 전술한 바와 같이 고압 LNG 공급 스트림(41a)과의 열교환에 의해 -109°F [-79℃] (스트림 56b)로 냉각된다. 응축된 스트림(56b)은 펌프(26)에 의해 판매가스 전달 압력보다 약간 높은 압력으로 펌프된다. 펌프된 스트림(56c)은 그 후 잔류 가스 스트림(56d)으로서 1215 psia [8,377 kPa(a)]의 압력에서 판매 가스 파이프라인으로 흘러가기 전에 열교환기(27)에서 -95°F [-70℃]에서 40°F [4℃]까지 가열된다.
도 2에서 도시한 공정에 대한 스트림 유속과 에너지 소비의 요약을 하기 표에 나타내었다:
[표 2]
(도 2)
스트림 흐름 요약 - Lb.Moles/Hr [kg Moles/Hr]
Figure 112009070517104-PCT00002
회수*
프로판 99.84%
부탄 + 100.00%
동력
액체 공급 펌프 1,409HP [2,316kW]
환류 펌프 20HP [33kW]
LNG 생성물 펌프 1,024 HP [1,684kW]
합계 2,453 HP [4,033kW]
낮은 레벨 유틸리티 히트
액체 공급 히터 27,261MBTU/Hr [17,609kW]
잔류 가스 히터 54,840MBTU/Hr [35,424kW]
합계 82,101MBTU/Hr [53,033kW]
높은 레벨 유틸리티 히트
탈메탄화장치 리보일러 26,808MBTU/Hr [17,316kW]
* (반올림하지 않은 유속에 기초함)
표 1과 표 2의 비교는 도 1과 도 2 양자의 구현예들이 C3과 더 무거운 성분들을 비슷하게 회수한다는 것을 보여준다. 비록 도 2의 구현예가 도 1의 구현예보다 상당히 더 높은 펌프 동력을 요구하지만, 이는 도 2에 도시된 공정 조건에 대한 훨씬 더 높은 판매 가스 전달 압력의 결과이다. 그럼에도 불구하고, 본 발명의 도 2의 구현예에서 요구되는 동력은 동일한 조건 하에서 가동하는 종래 기술의 공정들의 동력보다는 작다.
기타 구현예들
본 발명에 따르면, 탈메탄화장치의 흡수(정류) 부분이 복수의 이론적인 분리단들을 포함하도록 디자인하는 것이 일반적으로 바람직하다. 그러나 본 발명의 장점은 한 개 정도의 분류 이론단을 가지고도 얻을 수 있으며, 실제로 한 개의 이론단을 가지고도 이 장점들을 달성할 수 있는 것으로 생각된다. 실례로, 환류 분리기(19)를 떠나는 응축된 액체(스트림 53)의 전부 혹은 일부와 스트림(42a)의 전부 혹은 일부는 (탈메탄화장치로의 배관에서와 같이) 결합될 수 있으며 만약 철저히 뒤섞어진다면 전체 결합된 스트림들의 다양한 성분들의 상대 휘발도에 따라 증기와 액체는 혼합되고 분리될 것이다. 상기와 같이 두 개의 스트림들을 뒤섞는 것은 흡수 부분을 구성하는 것과 같은 본 발명의 목적을 위해 고찰될 것이다.
전술한 바와 같이, 증류 증기 스트림(50)은 부분적으로 응축되고 그 결과인응축물은 스트림(42a)의 증기로부터 가치있는 C3성분들과 더 무거운 성분들을 흡수하는데 사용된다. 그러나 본 발명은 이 구현예에만 국한되지는 않는다. 실례로 이러한 방식으로 이 증기들의 일부만을 처리하는 것이 바람직할 수도 있고, 또는 다른 디자인 고려가 증기들의 일부를 나타내거나 응축물이 탈메탄화장치의 흡수 부분을 우회해야 하는 경우에, 그 응축물의 일부만을 흡수제로 사용하는 것이 바람직할 수도 있다. LNG 조건들과 공정 규모, 입수가능한 장비 또는 다른 인자들은 도 2의 작업팽창기(16)의 제거, (팽창 밸브과 같은) 대안의 팽창 장치로의 교체가 구현 가능하며, 또는 열교환기(13)에서 증류 증기 스트림(50)을 (부분적이라기보다는) 전체적으로 응축하는 것이 가능하거나 또는 바람직하다는 것을 나타낼 수 있다.
본 발명의 실행에서, 고려되어야 할 탈메탄화장치(21)와 환류 분리기(19) 사이의 약간의 압력차가 반드시 필요하다. 만일 증류 증기 스트림(50)이 어떠한 승압도 없이 열교환기(13)를 통하여 환류 분리기(19)로 통과하면, 환류 분리기(19)는 반드시 작동 압력을 탈메탄화장치(21)의 작동 압력보다 약간 낮게 할 것이다. 이 경우에, 환류 분리기(19)로부터 배출된 액체 스트림은 탈메탄화장치(21)의 공급 위치(들)로 펌프될 수 있다. 또 다른 방법은 펌핑 없이 액체 스트림(53)이 탈메탄화장치(21)로 공급될 수 있도록 열교환기(13)와 환류 분리기(19)에서 작동 압력을 충분히 끌어올리기 위하여 증류 증기 스트림(50)을 위한 승압 송풍기를 제공하는 것 이다.
일부 환경 하에서는 잔류 가스의 전달 압력이 낮을 때조차도 도 1에 도시된것보다 더 높은 압력으로 LNG 스트림을 펌핑하는 것이 더 좋을 수 있다. 그런 경우에 팽창 장치, 예컨대 팽창 밸브(28) 또는 팽창 엔진을 사용하여 스트림(41c)의 압력을 분류 컬럼(21)의 압력으로 낮출 수 있다. 분리기(15)를 사용하는 경우에는 분리기 액체 스트림(43)의 압력을 컬럼(21)의 압력으로 낮추기 위하여 팽창 밸브(18)과 같은 팽창 장치를 사용할 것이다. 팽창 밸브(28 및/또는 18) 대신에 팽창 엔진을 사용하는 경우에는, 제너레이터를 구동하기 위해 작업 팽창을 사용할 수 있는데 이것은 이어서 그 공정에 요구되는 외부 펌프 동력의 양을 줄이는데 사용될 수 있다. 유사하게, 도 2의 팽창 엔진(16)이 제너레이터를 구동하는데 사용될 수 있는데, 이 경우에 압축기(17)는 전동 모터로 구동시킬 수 있다.
일부 환경에서는 액체 스트림(49)의 일부 혹은 전부가 열교환기(13) 근처를 우회하는 것이 바람직할 수도 있다. 부분적인 우회가 바람직한 경우, 우회 스트림(49a)은 이어서 교환기(13)로부터 나오는 출구 스트림(49b)과 혼합될 것이고, 결합된 스트림(49c)은 분류 컬럼(21)의 탈기 부분으로 되돌아올 것이다. 공정 열교환을 위한 액체 스트림(49)의 사용과 분배, LNG 스트림 가열과 증류 증기 스트림 냉각을 위한 열교환기들의 특정의 배열, 특정 열교환 서비스를 위한 프로세스 스트림의 선택은 각각 특정의 적용들에 대해 평가되어야 한다.
도 1과 도 2의 두개의 컬럼 공급 사이에 분할된 스트림(53a)에 포함된 응축된 액체의 각각의 갈래들에서 발견된 상대적인 공급량은 LNG 압력과 LNG 스트림 조 성, 및 요구되는 회수 수준을 비롯한 여러가지 인자들에 의존하게 될 것으로 또한 인식될 것이다. 본 발명의 특정의 적용을 위한 특정 환경을 평가하지 않고서는 일반적으로 최적의 분할(optimum split)을 예측할 수 없다. 일부 경우들에는 모든 환류 스트림(53a)을 도 1과 도 2의 점선(55)으로 흘러보내지 않고 탈메탄화 장치(21)의 흡수 부분의 최상부로 보내는 것이 바람직할 것이다. 그런 경우들에서, 분류 컬럼(21)으로부터 배출된 액체 스트림(49)의 양은 감소되거나 없어질 수 있다.
도 1과 도 2에 도시된 중간-컬럼 공급 위치들은 전술한 프로세스 동작 조건을 위해서 바람직한 공급 위치들이다. 그러나 중간-컬럼 공급들의 상대적인 위치들은 LNG 조성이나 요구되는 회수 수준 등과 같은 기타 인자들에 의존하여 변할 수 있다. 또한 2개 이상의 공급 스트림이나 그 일부는 개별적 스트림들의 상대 온도와 양에 의존하여 조합될 수 있으며, 그 조합된 스트림은 이어서 중간-컬럼 공급 위치로 공급될 수 있다. 도 1과 도 2는 도시된 조성과 압력조건에 대한 바람직한 구현예들이다. 비록 개별적인 스트림 팽창이 특별한 팽창 장치들로 도시된다 할지라도 적합한 경우 대안의 팽창 수단을 사용할 수도 있다. 실례로, 조건들은 액체 스트림(스트림 43)의 작업 팽창을 보증할 수도 있다.
도 1과 도 2에는 복수의 열교환기 서비스가 통상의 열교환기(13)에 조합되어 도시된다. 일부 경우들에서 각각의 서비스에 대해 개별적인 열교환기들을 사용하는 것이 바람직할 수도 있다. 일부 경우들에서, 열교환 서비스를 복수의 교환기들로 분할하는 것이 바람직할 수 있다(열교환 서비스들을 조합한다거나 나타낸 서비 스를 위한 하나 이상의 열교환기를 사용할지 여부에 대한 결정은, 이에 한정되는 것은 아니지만, LNG 유속과 열교환기 크기, 스트림 온도 등을 비롯한 여러가지 인자들에 의존할 것이다). 대안적으로, 열교환기(13)는 다른 가열 수단, 예컨대 바다물을 사용하는 히터, (도 1 및 도 2에서 사용된 스트림(50)과 같이) 프로세스 스트림보다는 유틸리티 스트림을 사용하는 히터, 간접 화염 히터, 또는 특별한 환경에 의해 보증될 때 주위공기에 의해 더워지는 열 전달 유체를 사용하는 히터로 교체할 수 있다.
본 발명은 그 프로세스를 가동시키는데 요구되는 유틸리티 소비량당 C3성분들의 회수를 향상시키는 것을 제공한다. 모든 분류를 단일의 컬럼에서 수행할 수 있기 때문에 자본투자를 줄일 수 있다. 탈메탄화장치 프로세스를 가동시키는데 필요한 유틸리티 소비의 개선은, 압축이나 재압축에 필요한 동력 요구를 줄이고, 펌핑에 필요한 동력을 줄이며, 탑 리보일러들에 필요한 에너지를 감소시키는 형태로, 또는 이들의 조합으로 나타날 것이다. 대안적으로, 바람직하게는, 고정된 유틸리티 소비에 대하여 향상된 C3성분 회수가 얻어질 수 있다.
도 1 및 도 2의 구현예들에 대하여 제공된 실시예들에서, C3 성분과 더 무거운 탄화수소 성분들의 회수가 도시된다. 그러나, 이 구현예들은, C2 성분들과 더 무거운 탄화수소 성분의 회수가 요구될 때에도 또한 유익할 것으로 여겨진다.
본 발명의 바람직한 구현예인 것으로 생각되는 것을 기술하였으나, 당업자들은 하기의 특허청구범위에 의해 정의된 본 발명의 정신을 벗어나지 않으면서 예를 들면, 본 발명을 여러 가지 조건, 공급 형태, 또는 기타 요구 조건에 적합하도록 다른 변형 및 추가 변형이 이루어질 수 있음을 인지할 것이다.

Claims (25)

  1. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가스를, 대부분(major portion)의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획(volatile vapor fraction) 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 방법으로서,
    (a) 상기 액화 천연 가스가 충분히 가열되어 적어도 부분적으로 증발되고, 그에 의해 증기 함유 스트림을 형성하고;
    (b) 상기 증기 함유 스트림을 중간-컬럼 공급 위치(mid-column feed position)에서 분류 컬럼에 공급하고, 여기서 상기 증기 함유 스트림은 오버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류되고;
    (c) 증기 증류 스트림은 상기 증기 함유 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 배출되고, 충분히 냉각되어 적어도 부분적으로 응축(condense)되고, 그에 의해 응축된 스트림과 임의의 잔류 증기 스트림을 형성하고, 이때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (d) 상기 응축된 스트림의 적어도 일부가 최상부 컬럼 공급 위치(top column feed position)에서 상기 분류 컬럼에 공급되고;
    (e) 상기 잔류 증기 스트림 및 상기 오버헤드 증기 스트림의 적어도 일부가 상기 메탄을 대부분으로 포함하는 상기 휘발성 증기 분획으로 방출되고;
    (f) 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급의 양과 온도는, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하는데 효과적인 것인,
    액화 천연 가스의 분리 방법.
  2. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가스를, 대부분의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 방법으로서,
    (a) 상기 액화 천연 가스가 충분히 가열되어 적어도 부분적으로 증발되고, 그에 의해 증기 스트림 및 액체 스트림을 형성하고;
    (b) 상기 증기 스트림 및 상기 액체 스트림이 각각 상부 및 하부 중간-컬럼 공급 위치에서 분류 컬럼에 공급되고, 여기서 상기 증기 스트림 및 상기 액체 스트림은 오버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류되고;
    (c) 증기 증류 스트림은 상기 증기 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 배출되고, 충분히 냉각되어 적어도 부분적으로 응축되고, 그에 의해 응축 된 스트림과 임의의 잔류 증기 스트림을 형성하고, 이때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (d) 상기 응축된 스트림의 적어도 일부가 최상부 컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급되고;
    (e) 상기 잔류 증기 스트림 및 상기 오버헤드 증기 스트림의 적어도 일부가 상기 메탄을 대부분으로 포함하는 상기 휘발성 증기 분획으로 방출되고;
    (f) 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급의 양과 온도는, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하는데 효과적인 것인,
    액화 천연 가스의 분리 방법.
  3. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가스를, 대부분의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 방법으로서,
    (a) 상기 액화 천연 가스가 충분히 가열되어 적어도 부분적으로 증발되고, 그에 의해 증기 함유 스트림을 형성하고;
    (b) 상기 증기 함유 스트림이 보다 낮은 압력으로 팽창되고, 중간-컬럼 공급 위치에서 분류 컬럼에 공급되고, 여기서 상기 팽창된 증기 함유 스트림은 오버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류되고;
    (c) 증기 증류 스트림은 상기 팽창된 증기 함유 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 배출되고, 충분히 냉각되어 적어도 부분적으로 응축되고, 이때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (d) 상기 부분적으로 응축된 증기 증류 스트림이 상기 오버헤드 증기 스트림과 결합되고, 그에 의해 응축된 스트림 및 잔류 증기 스트림을 형성하고;
    (e) 상기 응축된 스트림의 적어도 일부가 최상부 컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급되고;
    (f) 상기 잔류 증기 스트림은 보다 높은 압력으로 압축되고, 그 후 충분히 냉각되어 적어도 부분적으로 응축되고, 그에 의해 상기 메탄을 대부분으로 포함하는 상기 휘발성 액체 분획을 형성하고, 이때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (g) 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급의 양과 온도는, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하는데 효과적인 것인,
    액화 천연 가스의 분리 방법.
  4. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가 스를, 대부분의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 방법으로서,
    (a) 상기 액화 천연 가스가 충분히 가열되어 적어도 부분적으로 증발되고, 그에 의해 증기 스트림 및 액체 스트림을 형성하고;
    (b) 상기 증기 스트림 및 상기 액체 스트림이 보다 낮은 압력으로 팽창되고, 각각 상부 및 하부 중간-컬럼 공급 위치에서 분류 컬럼에 공급되고, 여기서 상기 팽창된 증기 스트림 및 상기 팽창된 액체 스트림은 오버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류되고;
    (c) 증기 증류 스트림은 상기 팽창된 증기 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 배출되고, 충분히 냉각되어 적어도 부분적으로 응축되고, 이때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (d) 상기 부분적으로 응축된 증기 증류 스트림이 상기 오버헤드 증기 스트림과 결합되고, 그에 의해 응축된 스트림 및 잔류 증기 스트림을 형성하고;
    (e) 상기 응축된 스트림의 적어도 일부가 최상부 컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급되고;
    (f) 상기 잔류 증기 스트림은 보다 높은 압력으로 압축되고, 그 후 충분히 냉각되어 적어도 부분적으로 응축되고, 그에 의해 상기 메탄을 대부분으로 포함하 는 상기 휘발성 액체 분획을 형성하고, 이때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (g) 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급의 양과 온도는, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하는데 효과적인 것인,
    액화 천연 가스의 분리 방법.
  5. 청구항 1에 있어서, 상기 증기 함유 스트림이 보다 낮은 압력으로 팽창되고, 상기 팽창된 증기 함유 스트림이 그 후 상기 중간-컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급되는 것인, 액화 천연 가스의 분리 방법.
  6. 청구항 2에 있어서, 상기 증기 스트림 및 상기 액체 스트림이 보다 낮은 압력으로 팽창되고, 상기 팽창된 증기 스트림 및 상기 팽창된 액체 스트림이 그 후 각각 상기 상부 및 하부 중간-컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급되는 것인, 액화 천연 가스의 분리 방법.
  7. 청구항 1, 청구항 2, 청구항 3, 청구항 4, 청구항 5 또는 청구항 6 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 상기 응축된 스트림은 적어도 제1 액체 스트림과 제2 액체 스트림으로 나누어지고;
    (b) 상기 제1 액체 스트림은 상기 최상부 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급되고;
    (c) 상기 제2 액체 스트림은, 상기 증기 증류 스트림이 배출되는 곳과 실질적으로 동일한 영역에 있는 중간-컬럼 공급 위치에서, 상기 분류 컬럼으로 공급되는 것인, 액화 천연 가스의 분리 방법.
  8. 청구항 1, 청구항 2, 청구항 3, 청구항 4, 청구항 5 또는 청구항 6 중 어느 한 항에 있어서, 액체 증류 스트림은 상기 증기 증류 스트림이 배출되는 영역 위의 위치에서 상기 분류 컬럼으로부터 배출되며, 상기 액체 증류 스트림은 그후 상기 증기 증류 스트림이 배출되는 영역 아래의 위치에서 상기 분류 컬럼으로 다시 보내지는 것인, 액화 천연 가스의 분리 방법.
  9. 청구항 7에 있어서, 액체 증류 스트림은 상기 증기 증류 스트림이 배출되는 영역 위의 위치에서 상기 분류 컬럼으로부터 배출되며, 상기 액체 증류 스트림은 그후 상기 증기 증류 스트림이 배출되는 영역 아래의 위치에서 상기 분류 컬럼으로 다시 보내지는 것인, 액화 천연 가스의 분리 방법.
  10. 청구항 8에 있어서, 상기 액체 증류 스트림이 가열되고, 상기 가열된 액체 증류 스트림이 그 후 상기 증기 증류 스트림이 배출되는 영역 아래의 상기 위치에서 상기 분류 컬럼으로 다시 보내지는 것인, 액화 천연 가스의 분리 방법.
  11. 청구항 9에 있어서, 상기 액체 증류 스트림이 가열되고, 상기 가열된 액체 증류 스트림이 그 후 상기 증기 증류 스트림이 배출되는 영역 아래의 상기 위치에서 상기 분류 컬럼으로 다시 보내지는 것인, 액화 천연 가스의 분리 방법.
  12. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가스를, 대부분의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 장치로서,
    (a) 열 교환 수단이 연결되어 상기 액화 천연 가스를 수용하고, 그것을 충분히 가열하여 부분적으로 증발시키고, 그에 의해 증기 함유 스트림을 형성하고;
    (b) 상기 열 교환 수단이 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 증기 함유 스트림을 중간-컬럼 공급 위치에서 공급하고, 상기 증기 함유 스트림을 오버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류하도록 상기 분류 컬럼이 적용되고;
    (c) 증기 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 연결되어, 상기 증기 함유 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 증기 증류 스트림을 수용하고;
    (d) 상기 열 교환 수단이 상기 배출 수단에 추가로 연결되어, 상기 증기 증류 스트림을 수용하고 그것을 충분히 냉각하여 적어도 부분적으로 응축시키고, 이 때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (e) 분리 수단이 상기 열 교환 수단에 연결되어 상기 적어도 부분적으로 응축된 증기 증류 스트림을 수용하고, 그것을 응축된 스트림 및 임의의 잔류 증기 스트림으로 분리하고;
    (f) 상기 분리 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 응축된 스트림의 적어도 일부를 최상부 컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급하고;
    (g) 결합 수단이 상기 분류 컬럼 및 상기 분리 수단에 연결되어, 상기 오버헤드 증기 스트림 및 상기 잔류 증기 스트림을 수용하고, 그에 의해 상기 메탄을 대부분으로 포함하는 상기 휘발성 증기 분획을 형성하고;
    (h) 컨트롤 수단이 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급 스트림의 양과 온도를 조절하도록 적용되어, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하도록 하는 것인,
    액화 천연 가스의 분리 장치.
  13. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가스를, 대부분의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 장치로서,
    (a) 열 교환 수단이 연결되어 상기 액화 천연 가스를 수용하고, 그것을 충분히 가열하여 부분적으로 증발시키고;
    (b) 제1 분리 수단이 상기 열 교환 수단에 연결되어 상기 가열되고 부분적으로 증발된 액화 천연 가스를 수용하고, 이를 증기 스트림 및 액체 스트림으로 분리하고;
    (c) 상기 제1 분리 수단이 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 증기 스트림 및 상기 액체 스트림을 각각 상부 및 하부 중간-컬럼 공급 위치에서 공급하고, 상기 증기 스트림 및 상기 액체 스트림을 오버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류하도록 상기 분류 컬럼이 적용되고;
    (d) 증기 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 연결되어, 상기 증기 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 증기 증류 스트림을 수용하고;
    (e) 상기 열 교환 수단이 상기 배출 수단에 추가로 연결되어, 상기 증기 증류 스트림을 수용하고 그것을 충분히 냉각하여 적어도 부분적으로 응축시키고, 이 때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (f) 제2 분리 수단이 상기 열 교환 수단에 연결되어 상기 적어도 부분적으로 응축된 증기 증류 스트림을 수용하고, 그것을 응축된 스트림 및 임의의 잔류 증기 스트림으로 분리하고;
    (g) 상기 제2 분리 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 응축된 스트림의 적어도 일부를 최상부 컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급하고;
    (h) 결합 수단이 상기 분류 컬럼 및 상기 제2 분리 수단에 연결되어, 상기 오버헤드 증기 스트림 및 상기 잔류 증기 스트림을 수용하고, 그에 의해 상기 메탄을 대부분으로 포함하는 상기 휘발성 증기 분획을 형성하고;
    (i) 컨트롤 수단이 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급 스트림의 양과 온도를 조절하도록 적용되어, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하도록 하는 것인,
    액화 천연 가스의 분리 장치.
  14. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가스를, 대부분의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 장치로서,
    (a) 열 교환 수단이 연결되어 상기 액화 천연 가스를 수용하고, 그것을 충분히 가열하여 부분적으로 증발시키고, 그에 의해 증기 함유 스트림을 형성하고;
    (b) 팽창 수단이 상기 열 교환 수단에 연결되어 상기 증기 함유 스트림을 수용하고 이를 보다 낮은 압력으로 팽창시키고;
    (c) 상기 팽창 수단이 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 팽창된 증기 함유 스트림을 중간-컬럼 공급 위치에서 공급하고, 상기 팽창된 증기 함유 스트림을 오 버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류하도록 상기 분류 컬럼이 적용되고;
    (d) 증기 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 연결되어, 상기 팽창된 증기 함유 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 증기 증류 스트림을 수용하고;
    (e) 상기 열 교환 수단이 상기 배출 수단에 추가로 연결되어, 상기 증기 증류 스트림을 수용하고 그것을 충분히 냉각하여 적어도 부분적으로 응축시키고, 이 때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (f) 결합 수단이 상기 분류 컬럼 및 상기 열 교환 수단에 연결되어, 상기 오버헤드 증기 스트림 및 상기 적어도 부분적으로 응축된 증기 증류 스트림을 수용하고, 그에 의해 결합된 스트림을 형성하고;
    (g) 분리 수단이 상기 결합 수단에 연결되어 상기 결합된 스트림을 수용하고, 그것을 응축된 스트림 및 잔류 증기 스트림으로 분리하고;
    (h) 상기 분리 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 응축된 스트림의 적어도 일부를 최상부 컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급하고;
    (i) 압축 수단이 상기 분리 수단에 연결되어, 상기 잔류 증기 스트림을 수용하고, 이를 보다 높은 압력으로 압축하고;
    (j) 상기 열 교환 수단이 상기 압축 수단에 추가로 연결되어, 상기 압축된 잔류 증기 스트림을 수용하고 그것을 충분히 냉각하여 적어도 부분적으로 응축시키고, 그에 의해 상기 메탄을 대부분으로 포함하는 상기 휘발성 액체 분획을 형성하고, 이 때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하 고;
    (k) 컨트롤 수단이 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급 스트림의 양과 온도를 조절하도록 적용되어, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하도록 하는 것인,
    액화 천연 가스의 분리 장치.
  15. 메탄, C2 성분들, 및 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 액화 천연 가스를, 대부분의 상기 메탄과 상기 C2 성분들을 포함하는 휘발성 증기 분획 및 임의의 잔류 C2 성분들과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획으로 분리하는 장치로서,
    (a) 열 교환 수단이 연결되어 상기 액화 천연 가스를 수용하고, 그것을 충분히 가열하여 부분적으로 증발시키고;
    (b) 제1 분리 수단이 상기 열 교환 수단에 연결되어 상기 가열되고 부분적으로 증발된 액화 천연 가스를 수용하고, 이를 증기 스트림 및 액체 스트림으로 분리하고;
    (c) 제1 팽창 수단이 상기 제1 분리 수단에 연결되어 상기 증기 스트림을 수용하고 이를 보다 낮은 압력으로 팽창시키고;
    (d) 제2 팽창 수단이 상기 제1 분리 수단에 연결되어 상기 액체 스트림을 수 용하고 이를 보다 낮은 압력으로 팽창시키고;
    (e) 상기 제1 팽창 수단 및 상기 제2 팽창 수단이 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 팽창된 증기 스트림 및 상기 팽창된 액체 스트림을 각각 상부 및 하부 중간-컬럼 공급 위치에서 공급하고, 상기 팽창된 증기 스트림 및 상기 팽창된 액체 스트림을 오버헤드 증기 스트림과 대부분의 상기 더 무거운 탄화수소 성분들을 포함하는 상기 상대적으로 휘발성이 적은 분획으로 분류하도록 상기 분류 컬럼이 적용되고;
    (f) 증기 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 연결되어, 상기 팽창된 증기 스트림 아래쪽의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 증기 증류 스트림을 수용하고;
    (g) 상기 열 교환 수단이 상기 배출 수단에 추가로 연결되어, 상기 증기 증류 스트림을 수용하고 그것을 충분히 냉각하여 적어도 부분적으로 응축시키고, 이 때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (h) 결합 수단이 상기 분류 컬럼 및 상기 열 교환 수단에 연결되어, 상기 오버헤드 증기 스트림 및 상기 적어도 부분적으로 응축된 증기 증류 스트림을 수용하고, 그에 의해 결합된 스트림을 형성하고;
    (i) 제2 분리 수단이 상기 결합 수단에 연결되어 상기 결합된 스트림을 수용하고, 그것을 응축된 스트림 및 잔류 증기 스트림으로 분리하고;
    (j) 상기 제2 분리 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 응축된 스트림의 적어도 일부를 최상부 컬럼 공급 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급하고;
    (k) 압축 수단이 상기 제2 분리 수단에 연결되어, 상기 잔류 증기 스트림을 수용하고, 이를 보다 높은 압력으로 압축하고;
    (l) 상기 열 교환 수단이 상기 압축 수단에 추가로 연결되어, 상기 압축된 잔류 증기 스트림을 수용하고 그것을 충분히 냉각하여 적어도 부분적으로 응축시키고, 그에 의해 상기 메탄을 대부분으로 포함하는 상기 휘발성 액체 분획을 형성하고, 이 때 상기 냉각이 상기 액화 천연 가스의 상기 가열의 적어도 일부를 공급하고;
    (m) 컨트롤 수단이 상기 분류 컬럼으로의 상기 공급 스트림의 양과 온도를 조절하도록 적용되어, 상기 더 무거운 탄화수소 성분들의 대부분이 상기 상대적으로 휘발성이 적은 액체 분획에서 회수되는 온도로 상기 분류 컬럼의 오버헤드 온도를 유지하도록 하는 것인,
    액화 천연 가스의 분리 장치.
  16. 청구항 12에 있어서, 팽창 수단이 상기 열 교환 수단에 연결되어, 상기 증기 함유 스트림을 수용하고 그것을 보다 낮은 압력으로 팽창시키고, 상기 팽창 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 팽창된 증기 함유 스트림을 상기 중간-컬럼 공급 위치에서 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  17. 청구항 13에 있어서,
    (a) 제1 팽창 수단이 상기 제1 분리 수단에 연결되어, 상기 증기 스트림을 수용하고 이를 보다 낮은 압력으로 팽창시키고;
    (b) 제2 팽창 수단이 상기 제1 분리 수단에 연결되어, 상기 액체 스트림을 수용하고 이를 보다 낮은 압력으로 팽창시키고;
    (c) 상기 제1 팽창 수단 및 상기 제2 팽창 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어, 상기 팽창된 증기 스트림 및 상기 팽창된 액체 스트림을 각각, 상기 상부 및 하부 중간-컬럼 공급 위치에서 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  18. 청구항 12, 청구항 14, 또는 청구항 16 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 분할 수단(dividing mean)이 상기 분리 수단에 연결되어 상기 응축된 스트림을 수용하고 이를 적어도 제1 및 제2 액체 스트림으로 분할하고, 상기 분할 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 제1 액체 스트림을 상기 최상부 공급 위치에서 상기 증류 컬럼에 공급하고;
    (b) 상기 분할 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 제2 액체 스트림을, 상기 증기 배출 수단과 실질적으로 동일한 영역에 있는 위치에서 상기 분류 컬럼으로 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  19. 청구항 13, 청구항 15, 또는 청구항 17 중 어느 한 항에 있어서,
    (a) 분할 수단이 상기 제2 분리 수단에 연결되어 상기 응축된 스트림을 수용하고 이를 적어도 제1 및 제2 액체 스트림으로 분할하고, 상기 분할 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 제1 액체 스트림을 상기 최상부 공급 위치에서 상기 증류 컬럼에 공급하고;
    (b) 상기 분할 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 제2 액체 스트림을, 상기 증기 배출 수단과 실질적으로 동일한 영역에 있는 위치에서 상기 분류 컬럼으로 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  20. 청구항 12, 청구항 13, 청구항 14, 청구항 15, 청구항 16 또는 청구항 17 중 어느 한 항에 있어서, 액체 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 연결되어 상기 증기 배출 수단의 영역 위의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 액체 증류 스트림을 수용하고, 상기 액체 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 증기 배출 수단의 위치 아래쪽의 위치에서 상기 분류 컬럼에 상기 액체 증류 스트림을 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  21. 청구항 18에 있어서, 액체 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 연결되어 상기 증기 배출 수단의 영역 위의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 액체 증류 스트림을 수용하고, 상기 액체 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 증기 배출 수단의 위치 아래쪽의 위치에서 상기 분류 컬럼에 상기 액체 증류 스트림을 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  22. 청구항 19에 있어서, 액체 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 연결되어 상기 증기 배출 수단의 영역 위의 상기 분류 컬럼의 영역으로부터 액체 증류 스트림을 수용하고, 상기 액체 배출 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 증기 배출 수단의 위치 아래쪽의 위치에서 상기 분류 컬럼에 상기 액체 증류 스트림을 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  23. 청구항 20에 있어서, 가열 수단이 상기 액체 배출 수단에 연결되어 상기 액체 증류 스트림을 수용하고 그것을 가열하고, 상기 가열 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 가열된 액체 증류 스트림을 상기 증기 배출 수단의 위치 아래쪽의 상기 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  24. 청구항 21에 있어서, 가열 수단이 상기 액체 배출 수단에 연결되어 상기 액체 증류 스트림을 수용하고 그것을 가열하고, 상기 가열 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 가열된 액체 증류 스트림을 상기 증기 배출 수단의 위치 아래쪽의 상기 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
  25. 청구항 22에 있어서, 가열 수단이 상기 액체 배출 수단에 연결되어 상기 액체 증류 스트림을 수용하고 그것을 가열하고, 상기 가열 수단이 상기 분류 컬럼에 추가로 연결되어 상기 가열된 액체 증류 스트림을 상기 증기 배출 수단의 위치 아래쪽의 상기 위치에서 상기 분류 컬럼에 공급하는 것인, 액화 천연 가스의 분리 장치.
KR1020097023957A 2007-05-17 2008-04-09 액화 천연 가스 처리 KR101433994B1 (ko)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US93848907P 2007-05-17 2007-05-17
US60/938,489 2007-05-17
US12/060,362 US9869510B2 (en) 2007-05-17 2008-04-01 Liquefied natural gas processing
US12/060,362 2008-04-01
PCT/US2008/059712 WO2008144124A1 (en) 2007-05-17 2008-04-09 Liquefied natural gas processing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20100016628A true KR20100016628A (ko) 2010-02-12
KR101433994B1 KR101433994B1 (ko) 2014-08-25

Family

ID=40026147

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020097023957A KR101433994B1 (ko) 2007-05-17 2008-04-09 액화 천연 가스 처리

Country Status (12)

Country Link
US (1) US9869510B2 (ko)
EP (1) EP2145148A1 (ko)
JP (1) JP5118194B2 (ko)
KR (1) KR101433994B1 (ko)
CN (1) CN101652619B (ko)
AR (1) AR066634A1 (ko)
BR (1) BRPI0811746A2 (ko)
CA (1) CA2685317A1 (ko)
CL (1) CL2008001443A1 (ko)
MX (1) MX2009010441A (ko)
NZ (1) NZ579484A (ko)
WO (1) WO2008144124A1 (ko)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012003358A2 (en) * 2010-07-01 2012-01-05 Black & Veatch Corporation Methods and systems for recovering liquified petroleum gas from natural gas

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7777088B2 (en) 2007-01-10 2010-08-17 Pilot Energy Solutions, Llc Carbon dioxide fractionalization process
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8584488B2 (en) * 2008-08-06 2013-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas production
US20100287982A1 (en) 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US9476639B2 (en) * 2009-09-21 2016-10-25 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing featuring a compressed reflux stream formed by combining a portion of column residue gas with a distillation vapor stream withdrawn from the side of the column
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
KR101758395B1 (ko) 2010-03-31 2017-07-14 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 탄화수소 가스 처리 방법
US8667812B2 (en) 2010-06-03 2014-03-11 Ordoff Engineers, Ltd. Hydrocabon gas processing
US10852060B2 (en) * 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
DE102012017485A1 (de) * 2012-09-04 2014-03-06 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen von C2+-Kohlenwasserstoffen oder von C3+-Kohlenwasserstoffen aus einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion
KR101726668B1 (ko) * 2014-02-24 2017-04-13 대우조선해양 주식회사 증발가스 처리 시스템 및 방법
CN105038882B (zh) * 2015-05-29 2017-10-27 西安长庆科技工程有限责任公司 一种饱和含水石油伴生气回收lng/lpg/ngl产品的综合精脱水工艺
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
CN109294647B (zh) * 2018-09-17 2021-08-13 广州智光节能有限公司 天然气的提纯系统

Family Cites Families (125)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2603310A (en) 1948-07-12 1952-07-15 Phillips Petroleum Co Method of and apparatus for separating the constituents of hydrocarbon gases
US2880592A (en) 1955-11-10 1959-04-07 Phillips Petroleum Co Demethanization of cracked gases
US2925984A (en) 1956-11-28 1960-02-23 Marotta Valve Corp Solenoid-operated poppet-type shut-off valve
US3524897A (en) 1963-10-14 1970-08-18 Lummus Co Lng refrigerant for fractionator overhead
US3292380A (en) 1964-04-28 1966-12-20 Coastal States Gas Producing C Method and equipment for treating hydrocarbon gases for pressure reduction and condensate recovery
FR1535846A (fr) 1966-08-05 1968-08-09 Shell Int Research Procédé pour la séparation de mélanges de méthane liquéfié
US3763658A (en) 1970-01-12 1973-10-09 Air Prod & Chem Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method
US4033735A (en) 1971-01-14 1977-07-05 J. F. Pritchard And Company Single mixed refrigerant, closed loop process for liquefying natural gas
US3724226A (en) 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
US3837172A (en) 1972-06-19 1974-09-24 Synergistic Services Inc Processing liquefied natural gas to deliver methane-enriched gas at high pressure
GB1475475A (en) 1974-10-22 1977-06-01 Ortloff Corp Process for removing condensable fractions from hydrocarbon- containing gases
US4065278A (en) 1976-04-02 1977-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Process for manufacturing liquefied methane
US4171964A (en) 1976-06-21 1979-10-23 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4157904A (en) 1976-08-09 1979-06-12 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4140504A (en) 1976-08-09 1979-02-20 The Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
US4251249A (en) 1977-01-19 1981-02-17 The Randall Corporation Low temperature process for separating propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream
US4185978A (en) 1977-03-01 1980-01-29 Standard Oil Company (Indiana) Method for cryogenic separation of carbon dioxide from hydrocarbons
US4278457A (en) 1977-07-14 1981-07-14 Ortloff Corporation Hydrocarbon gas processing
FR2458525A1 (fr) 1979-06-06 1981-01-02 Technip Cie Procede perfectionne de fabrication de l'ethylene et installation de production d'ethylene comportant application de ce procede
DE3042964A1 (de) 1980-11-14 1982-07-01 Ernst Prof. Dr. 7400 Tübingen Bayer Verfahren zur eliminierung von heteroatomen aus biologischem material und organischen sedimenten zur konvertierung zu festen und fluessigen brennstoffen
IT1136894B (it) 1981-07-07 1986-09-03 Snam Progetti Metodo per il recupero di condensati da una miscela gassosa di idrocarburi
US4404008A (en) 1982-02-18 1983-09-13 Air Products And Chemicals, Inc. Combined cascade and multicomponent refrigeration method with refrigerant intercooling
US4430103A (en) 1982-02-24 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Cryogenic recovery of LPG from natural gas
US4738699A (en) 1982-03-10 1988-04-19 Flexivol, Inc. Process for recovering ethane, propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream
US4445917A (en) 1982-05-10 1984-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Process for liquefied natural gas
US4445916A (en) 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
US4453958A (en) 1982-11-24 1984-06-12 Gulsby Engineering, Inc. Greater design capacity-hydrocarbon gas separation process
DE3416519A1 (de) 1983-05-20 1984-11-22 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und vorrichtung zur zerlegung eines gasgemisches
CA1235650A (en) 1983-09-13 1988-04-26 Paul Kumman Parallel stream heat exchange for separation of ethane and higher hydrocarbons from a natural or refinery gas
USRE33408E (en) 1983-09-29 1990-10-30 Exxon Production Research Company Process for LPG recovery
US4525185A (en) 1983-10-25 1985-06-25 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction with staged compression
US4545795A (en) 1983-10-25 1985-10-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction
US4519824A (en) 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
US4559070A (en) * 1984-01-03 1985-12-17 Marathon Oil Company Process for devolatilizing natural gas liquids
DE3414749A1 (de) 1984-04-18 1985-10-31 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur abtrennung hoeherer kohlenwasserstoffe aus einem kohlenwasserstoffhaltigen rohgas
US4657571A (en) 1984-06-29 1987-04-14 Snamprogetti S.P.A. Process for the recovery of heavy constituents from hydrocarbon gaseous mixtures
FR2571129B1 (fr) 1984-09-28 1988-01-29 Technip Cie Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses
DE3441307A1 (de) 1984-11-12 1986-05-15 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur abtrennung einer c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoff-fraktion aus erdgas
US4617039A (en) 1984-11-19 1986-10-14 Pro-Quip Corporation Separating hydrocarbon gases
FR2578637B1 (fr) 1985-03-05 1987-06-26 Technip Cie Procede de fractionnement de charges gazeuses et installation pour l'execution de ce procede
US4596588A (en) 1985-04-12 1986-06-24 Gulsby Engineering Inc. Selected methods of reflux-hydrocarbon gas separation process
DE3528071A1 (de) 1985-08-05 1987-02-05 Linde Ag Verfahren zur zerlegung eines kohlenwasserstoffgemisches
DE3531307A1 (de) 1985-09-02 1987-03-05 Linde Ag Verfahren zur abtrennung von c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen aus erdgas
US4687499A (en) 1986-04-01 1987-08-18 Mcdermott International Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents
US4698081A (en) 1986-04-01 1987-10-06 Mcdermott International, Inc. Process for separating hydrocarbon gas constituents utilizing a fractionator
US4707170A (en) 1986-07-23 1987-11-17 Air Products And Chemicals, Inc. Staged multicomponent refrigerant cycle for a process for recovery of C+ hydrocarbons
US4720294A (en) 1986-08-05 1988-01-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dephlegmator process for carbon dioxide-hydrocarbon distillation
SU1606828A1 (ru) 1986-10-28 1990-11-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа Способ разделени углеводородных смесей
US4711651A (en) 1986-12-19 1987-12-08 The M. W. Kellogg Company Process for separation of hydrocarbon gases
US4710214A (en) 1986-12-19 1987-12-01 The M. W. Kellogg Company Process for separation of hydrocarbon gases
US4752312A (en) 1987-01-30 1988-06-21 The Randall Corporation Hydrocarbon gas processing to recover propane and heavier hydrocarbons
US4755200A (en) 1987-02-27 1988-07-05 Air Products And Chemicals, Inc. Feed gas drier precooling in mixed refrigerant natural gas liquefaction processes
US4854955A (en) 1988-05-17 1989-08-08 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4869740A (en) 1988-05-17 1989-09-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4851020A (en) 1988-11-21 1989-07-25 Mcdermott International, Inc. Ethane recovery system
US4889545A (en) 1988-11-21 1989-12-26 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US4895584A (en) 1989-01-12 1990-01-23 Pro-Quip Corporation Process for C2 recovery
US4970867A (en) 1989-08-21 1990-11-20 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders
US5114451A (en) 1990-03-12 1992-05-19 Elcor Corporation Liquefied natural gas processing
FR2681859B1 (fr) 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
FR2682964B1 (fr) 1991-10-23 1994-08-05 Elf Aquitaine Procede de deazotation d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane.
JPH06299174A (ja) 1992-07-24 1994-10-25 Chiyoda Corp 天然ガス液化プロセスに於けるプロパン系冷媒を用いた冷却装置
JPH06159928A (ja) 1992-11-20 1994-06-07 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
US5275005A (en) 1992-12-01 1994-01-04 Elcor Corporation Gas processing
US5325673A (en) 1993-02-23 1994-07-05 The M. W. Kellogg Company Natural gas liquefaction pretreatment process
FR2714722B1 (fr) 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5615561A (en) 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US5568737A (en) 1994-11-10 1996-10-29 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5537827A (en) 1995-06-07 1996-07-23 Low; William R. Method for liquefaction of natural gas
WO1996040604A1 (en) 1995-06-07 1996-12-19 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5555748A (en) 1995-06-07 1996-09-17 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5566554A (en) 1995-06-07 1996-10-22 Kti Fish, Inc. Hydrocarbon gas separation process
MY117899A (en) 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
US5600969A (en) 1995-12-18 1997-02-11 Phillips Petroleum Company Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer
US5755115A (en) 1996-01-30 1998-05-26 Manley; David B. Close-coupling of interreboiling to recovered heat
CN1145001C (zh) 1996-02-29 2004-04-07 国际壳牌研究有限公司 在液化天然气中减少低沸点组分含量的方法
US5737940A (en) 1996-06-07 1998-04-14 Yao; Jame Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US5799507A (en) * 1996-10-25 1998-09-01 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5755114A (en) 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
JPH10204455A (ja) 1997-01-27 1998-08-04 Chiyoda Corp 天然ガス液化方法
US5983664A (en) 1997-04-09 1999-11-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5890378A (en) 1997-04-21 1999-04-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US5881569A (en) 1997-05-07 1999-03-16 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
DZ2534A1 (fr) 1997-06-20 2003-02-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération en cascade pour la liquéfaction du gaz naturel.
TW368596B (en) 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
TW366411B (en) 1997-06-20 1999-08-11 Exxon Production Research Co Improved process for liquefaction of natural gas
CA2294742C (en) 1997-07-01 2005-04-05 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
EG22293A (en) 1997-12-12 2002-12-31 Shell Int Research Process ofliquefying a gaseous methane-rich feed to obtain liquefied natural gas
US6182469B1 (en) 1998-12-01 2001-02-06 Elcor Corporation Hydrocarbon gas processing
US6116050A (en) 1998-12-04 2000-09-12 Ipsi Llc Propane recovery methods
US6119479A (en) 1998-12-09 2000-09-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction
MY117548A (en) 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
US6125653A (en) 1999-04-26 2000-10-03 Texaco Inc. LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant
WO2000071952A1 (en) 1999-05-26 2000-11-30 Chart Inc. Dephlegmator process with liquid additive
US6324867B1 (en) 1999-06-15 2001-12-04 Exxonmobil Oil Corporation Process and system for liquefying natural gas
US6308531B1 (en) 1999-10-12 2001-10-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid cycle for the production of liquefied natural gas
US6347532B1 (en) 1999-10-12 2002-02-19 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process with partial condensation of mixed refrigerant at intermediate temperatures
GB0000327D0 (en) 2000-01-07 2000-03-01 Costain Oil Gas & Process Limi Hydrocarbon separation process and apparatus
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
WO2001088447A1 (en) 2000-05-18 2001-11-22 Phillips Petroleum Company Enhanced ngl recovery utilizing refrigeration and reflux from lng plants
US6367286B1 (en) 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
US6526777B1 (en) 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
UA76750C2 (uk) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Спосіб зрідження природного газу (варіанти)
US6742358B2 (en) 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US7069743B2 (en) 2002-02-20 2006-07-04 Eric Prim System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas
US6941771B2 (en) 2002-04-03 2005-09-13 Howe-Baker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US7475566B2 (en) 2002-04-03 2009-01-13 Howe-Barker Engineers, Ltd. Liquid natural gas processing
US6564579B1 (en) 2002-05-13 2003-05-20 Black & Veatch Pritchard Inc. Method for vaporizing and recovery of natural gas liquids from liquefied natural gas
US6945075B2 (en) 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
EA008462B1 (ru) * 2003-02-25 2007-06-29 Ортлофф Инджинирс, Лтд. Переработка углеводородного газа
US6889523B2 (en) 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
ATE535752T1 (de) 2003-06-05 2011-12-15 Fluor Corp Konfiguration und verfahren zur wiederverdampfung verflüssigter erdgase
US6907752B2 (en) 2003-07-07 2005-06-21 Howe-Baker Engineers, Ltd. Cryogenic liquid natural gas recovery process
US6986266B2 (en) 2003-09-22 2006-01-17 Cryogenic Group, Inc. Process and apparatus for LNG enriching in methane
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US7278281B2 (en) 2003-11-13 2007-10-09 Foster Wheeler Usa Corporation Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
JP4447639B2 (ja) * 2004-07-01 2010-04-07 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 液化天然ガスの処理
US20060130521A1 (en) * 2004-12-17 2006-06-22 Abb Lummus Global Inc. Method for recovery of natural gas liquids for liquefied natural gas
US20060260355A1 (en) 2005-05-19 2006-11-23 Roberts Mark J Integrated NGL recovery and liquefied natural gas production
US20070001322A1 (en) 2005-06-01 2007-01-04 Aikhorin Christy E Method and apparatus for treating lng
EP1734027B1 (en) 2005-06-14 2012-08-15 Toyo Engineering Corporation Process and Apparatus for Separation of Hydrocarbons from Liquefied Natural Gas
US9080810B2 (en) * 2005-06-20 2015-07-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7631516B2 (en) 2006-06-02 2009-12-15 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012003358A2 (en) * 2010-07-01 2012-01-05 Black & Veatch Corporation Methods and systems for recovering liquified petroleum gas from natural gas
WO2012003358A3 (en) * 2010-07-01 2012-04-12 Black & Veatch Corporation Methods and systems for recovering liquified petroleum gas from natural gas
AU2011272754B2 (en) * 2010-07-01 2016-02-11 Black & Veatch Holding Company Methods and systems for recovering liquified petroleum gas from natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
JP2010527437A (ja) 2010-08-12
CN101652619B (zh) 2013-03-13
KR101433994B1 (ko) 2014-08-25
US9869510B2 (en) 2018-01-16
JP5118194B2 (ja) 2013-01-16
CN101652619A (zh) 2010-02-17
NZ579484A (en) 2012-05-25
BRPI0811746A2 (pt) 2014-11-11
MX2009010441A (es) 2009-10-20
EP2145148A1 (en) 2010-01-20
US20080282731A1 (en) 2008-11-20
CA2685317A1 (en) 2008-11-27
AR066634A1 (es) 2009-09-02
CL2008001443A1 (es) 2009-09-25
WO2008144124A1 (en) 2008-11-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR20100016628A (ko) 액화 천연 가스 처리
JP4691192B2 (ja) 液化天然ガスの処理
JP4571934B2 (ja) 炭化水素ガス処理
JP5793145B2 (ja) 炭化水素ガス処理
JP4498360B2 (ja) 液化天然ガスの処理
KR101200611B1 (ko) 액화 천연 가스 처리
JP5620927B2 (ja) 炭化水素ガスの処理
JP5798127B2 (ja) 炭化水素ガスの処理
JP5909227B2 (ja) 炭化水素ガスの処理
JP2009538962A5 (ko)
JP6591983B2 (ja) 炭化水素ガス処理
MX2007015226A (es) Procesamiento de gases de hidrocarburos.
MX2009002053A (es) Procesamiento de gas hidrocarbonado.
RU2753698C2 (ru) Переработка углеводородного газа
KR102508735B1 (ko) 탄화수소 가스 처리
KR102508738B1 (ko) 탄화수소 가스 처리
KR101714102B1 (ko) 탄화수소 가스 처리방법
RU2750719C2 (ru) Переработка углеводородного газа
JP5798180B2 (ja) 炭化水素ガス処理
KR20120139655A (ko) 탄화수소 가스 처리 방법
CA2764579C (en) Hydrocarbon gas processing
MXPA06014200A (en) Liquefied natural gas processing

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20170809

Year of fee payment: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20180821

Year of fee payment: 5

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20190807

Year of fee payment: 6