MXPA04010908A

MXPA04010908A - Procesamiento de gas natural liquido.

Info

Publication number: MXPA04010908A
Application number: MXPA04010908A
Authority: MX
Inventors: Belhateche Noureddine
Original assignee: Howe Baker Eng Ltd
Priority date: 2002-04-03
Filing date: 2003-03-31
Publication date: 2005-09-20
Also published as: WO2003085340A8; EP1492988A2; EP1492988B1; WO2003085340A3; AU2003222145B2; WO2003085340A2; AU2003222145A1

Abstract

Se describe un proceso para la recuperacion de liquidos de gas natural (NGL) (etano, etileno, propano, propileno e hidrocarburos mas pesados) a partir de gas natural licuado (LNG). La corriente de alimentacion de LNG se divide con al menos una porcion usada como un reflujo externo, sin tratamiento previo, para mejorar la separacion y recuperacion de los liquidos de gas natural (NGL).

Description

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL LIQUIDO CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención está dirigida a la recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) y en particular a un proceso- me-j orado que utiliza una porción del LNG como reflujo en el proceso de separación para ayudar en la recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El gas natural típicamente contiene hasta. 1.5% en volumen de hidrocarburos más pesados que el metano. Por ello, el gas natural se separa típicamente para proveer una fracción gaseosa de calidad de gasoducto y una fracción hidrocarbonada líquida menos volátil. Estos líquidos del gas natural (NGL, por sus siglas en inglés) valiosos comprenden etano, propano, butano, y cantidades menores de otros hidrocarburos más pesados. En algunas circunstancias, como una alternativa a la transportación en gasoductos, el gas natural es licuado en localidades remotas y transportado en buques tanque de LNG especiales a terminales apropiadas de manejo y almacenamiento de LNG. El LNG puede entonces volverse a evaporar y usarse como un combustible gaseoso en la misma forma que el gas natural. Debido a que el LNG comprende al menos 80 por ciento en moles de metano a menudo es necesario separar el metano de Ref.: 159894 los hidrocarburos más pesados del gas natural para estar conforme con las especi icaciones de valor calorífico de gasoductos. Además, es deseable recuperar los NGL porque sus componentes tienen un valor más alto como productos líquidos, cuando se usan como cargas de alimentación en petroquímicas, en comparación con su valor como gas combustible. Los NGL se recuperan típicamente de corrientes del gas natural mediante muchos procesos bien conocidos incluyendo adsorción de "petróleo pobre" , absorción de "petróleo pobre" refrigerado, y condensación a temperaturas criogénicas. A pesar de que se conocen muchos procesos, existe siempre un compromiso entre alta recuperación y simplicidad del proceso (es decir, baja inversión de capital) . El proceso más común para recuperar NGL del LNG es bombear y vaporizar el LNG, y posteriormente redirigir el fluido gaseoso resultante a un proceso estándar industrial típico de. recuperación de NGL criogénico tipo turbo-expansión. Tal proceso requiere una gran caída de presión a través del turbo-expansor o válvula J.T. para generar temperaturas criogénicas. Además, tales procesos anteriores requieren típicamente que el fluido gaseoso resultante, después de la extracción del LPG, se compriman para alcanzar la presión de la etapa de expansión previa. Se conocen alternativas a este proceso estándar y dos de esos procesos se describen en las patentes estadounidenses No. 5,588,308 y 5,114,451. El proceso de recuperación de NGL descrito en la patente ¾308 utiliza autorrefrigeración e intercambio de calor integrado en lugar de refrigeración externa o turbo expansores de alimentación. Sin embargo, este proceso, requiere que la alimentación de LNG sea a temperatura ambiente y se pretrate para remover agua, gases ácidos y otras impurezas. El proceso descrito en la patente '457 recupera NGL de una alimentación de LNG que ha sido calentada por intercambio dé calor con una porción de recirculación comprimida de los destilados del f accionamiento. El resto de los destilados, que comprende gas residual rico en metano, se comprimen y calientan para introducirse en sistemas de distribución de gasoductos. La presente invención proporciona otro proceso de recuperación de NGL alternativo que produce una corriente líquida rica en metano a baja presión que puede dirigirse a las bombas principales de exportación de LNG en donde puede bombearse a presiones de gasoductos y finalmente dirigirse a los vaporizadores de LNG principales. Además, la presente invención utiliza una porción de la alimentación de LNG directamente como un reflujo externo en el proceso de separación para lograr altos rendimientos de NGL como se describe en la siguiente especificación y como se define en las reivindicaciones posteriores. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Tal como se estableció, la presente invención está dirigida a un proceso mejorado para la recuperación de NGL de LNG el cual evita la necesidad de deshidratación, la remoción de gases ácidos y de otras impurezas. Una ventaja adicional del presente proceso es que reduce significativamente los requerimientos globales de energía y combustible porque se eliminan virtualmente los requerimientos de compresión de gas residual asociados con una instalación típica de recuperación de NGL . El presente proceso tampoco requiere una gran caída de presión a lo largo de un turbo expansor o válvula J.T. para generar temperaturas criogénicas. Esto reduce la inversión de capital para construir el proceso en 30 hasta 50%. en comparación con una instalación criogénica típica de recuperación de NGL. En general, el presente proceso recupera hidrocarburos más pesados que el metano usando gas natural licuado a presión baja (por ejemplo, directamente de un sistema de almacenamiento de LNG) usando una porción de la alimentación de LNG, sin calentamiento u otro tratamiento, como un reflujo externo durante la separación de la corriente rica en metano de los líquidos de hidrocarburos más pesados, produciendo por lo tanto altos rendimientos de NGL. La corriente rica en metano de la etapa de separación es enviada al lado de la succión de un compresor de baja presión de descarga y de baja temperatura para volver a licuar la corriente rica en metano. Este LNG nuevamente licuado es dirigido después a bombas de exportación de LNG principales. En esquemas de flujo alternativos, tal como se presentan más adelante, la compresión de la corriente rica en metano es innecesaria cuando se usa LNG de alta presión en el intercambiador de calor con destilado del estabilizador y se usan bombas en la corriente de alimentación desviada de los fondos de recuperación. En una versión alternativa de este proceso, la alimentación de LNG líquido a baja presión se divide dos veces para proporcionar dos corrientes de reflujo externas a dos columnas de separación (por ejemplo, un separador frío y un estabilizador) . Los destilados de cada una de estas torres se combinan para formar una corriente rica en metano substancialmente libre de NGL. Variaciones posibles al proceso incluyen la recuperación de substancialmente todo el etano y de hidrocarburos más pesados del LNG, rechazando el etano mientras se recupera el propano e hidrocarburos más pesados, o efectuando esta división similarmente de cualquier hidrocarburo de peso molecular deseado. Asimismo, el vapor de la porción evaporada puede adicionarse a la corriente rica en metano para intercambiar calor con LNG entrante líquido a baja presión. El vapor de la porción evaporada se obtiene típicamente de tanques de almacenamiento de LNG como vapor gastado o escapado. En una de las posibles variaciones del proceso de la invención, las recuperaciones de etano están en el rango de aproximadamente 91 a 95% con recuperación de propano más pesados de más 99%. En otra variación, una recuperación típica de propano en el modo de operación de rechazo de etano es de aproximadamente 94 a aproximadamente 96% con butano más pesados de más de 99%. Similarmente el propano podría dejarse en la corriente gaseosa y recuperar de 94 a 96% de los butanos. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1 es un diagrama de flujo esquemático del método de la presente invención . La figura 2 es un diagrama de flujo esquemático de otro método de la presente invención. La figura 3 es un diagrama de flujo esquemático de aún otro método de la presente invención. La figura 4 es un diagrama de flujo esquemático de una modalidad alternativa de la presente invención. La figura 5 es un diagrama de flujo esquemático de una modalidad alternativa de la presente invención. La figura 6 es un diagrama de flujo esquemático de una modalidad alternativa de la presente invención. La figura 7 es un diagrama de flujo esquemático de una modalidad alternativa de la presente invención. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Los líquidos de gas natural (NGL) se recuperan de gas natural licuado (LNG) a baja presión sin la necesidad de refrigeración externa o turbo expansores de alimentación tal como se emplea en procesos previos. Con referencia a la figura 1, el proceso 100 muestra la corriente de alimentación de LNG entrante 1 que entra a la bomba 2 a presiones muy bajas, típicamente en el rango de 0 a 34.5 kPa (0-5 psig) y a una temperatura menor que -12B°C (-200°F) . La bomba 2 puede ser cualquier diseño de bomba usada típicamente para bombear LNG siempre y cuando sea capaz de aumentar la presión del LNG varios mega Paséales a aproximadamente 0.689 a 3.447 MPa (100-500 psig), preferentemente el proceso varía de 2.068 a 2.413 MPa (300-350 psig). La corriente resultante 3 de la bomba 2 se divide físicamente en una primera porción y una segunda porción formando las corrientes 4 y 5, respectivamente, siendo preferentemente una primera porción (corriente 5) de 85-90% de la corriente 3 y siendo preferentemente la segunda porción (corriente 4) de 10-15% de la corriente 3. La división de la corriente 3 es necesaria para el proceso de separación debido al reflujo, externo que proporciona la corriente 4. Las porciones relativas preferidas de las corrientes 4 y 5 son benéficas para proporcionar la cantidad óptima de reflujo externo (dependiendo de la composición de entrada) con el fin de maximizar la recuperación de DGL manteniendo a la vez baja inversión de capital . La primera porción de la alimentación de LNG en la corriente 5 se calienta por intercambio cruzado en el intercambiador de calor 6 con gas residual esencialmente libre de NGL en la corriente 15 saliendo del proceso 100. Después de calentarse y de vaporizarse parcialmente, el LNG en la corriente 7 puede calentarse más, si es necesario durante el arranque del proceso, con un intercambiador de calor opcional 8 (suministro de calor externo) y alimentarse después al separador 10. E separador 10 puede comprender un proceso de separación simple o una serie de arreglos de flujo de varias operaciones unitarias usadas rutinariamente para separar fracciones de cargas de alimentación de LNG. La configuración interna del (los) separador (es) usado (s) es un tema de diseño de ingeniería de rutina y no es crítica para la presente invención. La segunda porción de la alimentación de LNG en la corriente 4 es desviada alrededor de los intercambiadores de calor 6 y 8 y se alimenta como reflujo externo al domo del separador 10. La corriente del domo del separador 10 se remueve como corriente rica en metano 12 y está substancialmente libre de NGL. Los fondos del separador 10 se remueven del proceso 100 a través de la corriente 11 y contiene el producto de NGL recuperado. La corriente del domo de gas rico en metano en la corriente 12 es enviada a la succión de un compresor de baja presión de descarga y de baja temperatura 13. El compresor 13 es necesario para proveer suficiente aumento en presión de tal manera que la corriente 14 mantiene una adecuada diferencia de temperatura en el intercambiador de calor principal de gas 6 para volver a licuar el gas rico en metano para formar la corriente 15. El compresor 13 está diseñado para alcanzar un incremento marginal en presión de aproximadamente 0.517 a 0.793 MPa (75 a 115 psi) , preferentemente incrementando la presión desde aproximadamente 2.068 MPa (300 psig) hasta aproximadamente 2.413-2.930 MPa (350-425 psig). El LNG rico en metano nuevamente licuado en la corriente 15 es dirigido a las bombas de exportación de LNG principales (no mostradas) en donde el líquido se bombeará a presiones de gasoducto y finalmente se enviará a los vaporizadores de LNG principales. El proceso 100 puede operarse también en un "modo de rechazo de etano" . El esquema de flujo para este modo es substancialmente similar a la figura 1. La diferencia principal en este modo de operación es que es deseable hacer que la mayor parte del etano contenido en la corriente de alimentación 1 salga por la corriente del domo en el separador 10 de tal manera que la corriente 15 comprenda principalmente metano y etano y la corriente de producto de NGL recuperado 11 comprenda propano e hidrocarburos más pesados. La operación de este modo se logra típicamente por la adición de precalentamiento a la corriente 9 y/o calentamiento adicional al fondo del separador 10. La figura 2 muestra una modalidad alternativa de la presente invención en donde la corriente 7 primero sufre una separación en el separador frío 20. Se usan números de referencia equivalentes de corrientes y equipos para indicar equipo y composiciones de corrientes idénticas a las descritas anteriormente con referencia a la figura 1. Una corriente de fondo rica en NGL 21 es removida del separador 20 y finalmente enviada a un segundo proceso de separación, tal como el estabilizador 22. Una corriente del domo rica en metano 23 es removida del separador frío 20 y finalmente combinada con la corriente saliente del domo rica en metano 24 removida del estabilizador 22. Una corriente de producto de NGL recuperado 11 es removida del estabilizador 22 y enviada a almacenamiento de NGL o bombeada a un gasoducto o fraccionador de NGL (no mostrado) . De acuerdo con la modalidad mostrada en la figura 1, la alimentación de LNG entrante 1 es separada después de la bomba 2 para producir una corriente desviada 4 que contiene LNG sin tratar. La corriente 4 se usa como un reflujo externo en el estabilizador 22 para ayudar en la separación de los componentes ricos en metano de los productos de NGL, que finalmente se remueven a través de la corriente 11. La corriente 4 trabaja extremadamente bien como reflujo porque es muy fría (típicamente alrededor de -156.7°C (-250°F)) y porque es muy pobre. La corriente 4 esta constituida principalmente de metano, por lo tanto es muy efectiva en la remoción de compuestos hidrocarburos más pesados de la corriente saliente del domo del estabilizador 22.

En la figura 3 de muestra aún otra modalidad de la presente invención, en donde, como en el proceso de la figura 2, se usan uno o más separadores (separador frío 20 y estabilizador 22) en serie para lograr recuperaciones de etano de 91 a 95% y recuperación de propano de más de 99%. En este caso la alimentación de LNG se divide dos veces, primero para crear la corriente 5 que se usa en intercambio de calor con la corriente comprimida rica en metano 14 y también para crear la corriente 4 que comprende alimentación de LNG sin tratar. La corriente 4 es dividida entonces en las corrientes 31 y 32, las cuales se usan como reflujo externo para el estabilizador 22 y el separador frío 20, respectivamente. Con referencia ahora a la figura 4, el proceso 200 recupera NGL de una alimentación de LNG de baja presión 201, el cual entra al proceso 200 vía una bomba (no mostrada) y se divide eñ dos" corrientes 202 y 203, respectivamente. La corriente 202 intercambia calor en la caja fría 204 con varias corrientes del proceso, incluyendo LNG a alta presión obtenido de la instalación de almacenamiento de LNG, una combinación de vapor de la porción evaporada y de corriente del domo de la torre de recuperación en la corriente 206 y la corriente del domo del estabilizador 209. La corriente 203, que contiene una porción del LNG de baja presión entrante y sin intercambio de calo u otro tratamiento del proceso, se usa como reflujo para la torre de recuperación 210 y el estabilizador 211. La otra porción de alimentación 201, después del intercambio en la caja fría 204, es la corriente 221 la cual se alimenta a la torre de recuperación 210 en donde se remueve una corriente rica en metano 217 como corriente saliente de la torre de recuperación y se combina opcionalmente con el vapor de la porción vaporizada 207, se comprime en el compresor 208, se alimenta a la caja fría 204 y finalmente se remueve del proceso 200 después de mezclar en el mezclador 219 con la corriente del domo del estabilizador que ha intercambiado calor 209. La corriente 221 puede tener un intercambiador de calor de arranque opcional (no mostrado) para aumentar más la temperatura del LNG después de intercambiar calor en la caja fría 204. El fondo de la torre de recuperación 210 se remueve como la corriente 213 y se alimenta al estabilizador 211 en donde se remueven los fondos 214 como producto ÑGL. jEl producto NGL puede enviarse a fraccionamiento, gasoducto o almacenamiento.

La figura 5 muestra otro esquema de flujo de proceso alternativo de la presente invención. En donde las corrientes de proceso y el equipo son equivalentes a los mostrados en la figura 4. La modalidad del proceso en la figura 5 utiliza un preenfriador 306 para intercambio de calor del LNG de alta presión en la corriente 205 con el vapor de la porción vaporizada comprimido 207 y la corriente saliente del domo de la torre de recuperación 217 antes de intercambiar calor con una porción de la alimentación de LNG a baja presión 202 en la caja fría 204. De manera similar, la corriente del domo del estabilizador 209 intercambia calor con los fondos de la torre de recuperación 213 usando el intercambiador 302 antes de intercambiar calor en la caja fría 204. El uso del intercambiador 302 evita la necesidad de dividir la corriente de alimentación 203 en dos corrientes de reflujo separadas y en su lugar usa un acumulador de reflujo 308 para producir la corriente de reflujo 307. La alimentación 221 es también precalehtada usando el intercambiador 301 antes de comenzar a alimentar a la torre de recuperación 210. Similarmente, los fondos 303 de la torre de recuperación que han intercambiado calor se calientan usando los intercambiadores de calor 309 antes de comenzar a alimentar al estabilizador 211. Con respecto ahora a las figuras 6 y 7, otras dos modalidades de la presente invención se ilustran como los procesos 400 y 500 respectivamente. Nuevamente, el equipo y las corrientes son equivalentes a lo ilustrado en la figura 4, los números de referencia son los mismos. Cada una de estas alternativas se caracteriza porque se elimina el compresor criogénico usado para comprimir las corrientes del domo de la torre de recuperación. Esto es posible debido a una combinación de bombas de alimentación 401 y 402, y del intercambiador de calor 404 el cual proporciona calor del LNG de alta presión 405. En la figura 7, la corriente de alimentación 203, la cual es desviada alrededor de la caja fría 204 no se divide como en la figura 6 y en su lugar es dirigida mediante la bomba 402 directamente al estabilizador 211 como reflujo. Los fondos de la torre de recuperación 210 se dirigen por medio de la bomba 401 al estabilizador 211. Una porción de los fondos recuperados 407 es dirigida al intercambiador 403 en donde intercambia calor con la corriente del domo 209 del estabilizador después de haber intercambiado calor con el LNG de alta presión 405. Los fondos 406 del estabilizador constituyen el producto de NGL.

Para alguien con conocimiento en esta área de tecnología, el diseño particular de los intercambiadores de calor, bombas, compresores y separadores no es crítico para la presente invención. De hecho, es un tema de la práctica rutinaria de la ingeniería seleccionar y dimensionar las 'operaciones "unitarias específicas para alcanzar eí desempeño deseado. La presente invención recae en la combinación particular de operaciones unitarias y en el descubrimiento del uso de LNG sin tratar como reflujo externo para lograr altos niveles de eficiencia de separación con el objeto de recuperar NGL. Mientras que se ha descrito lo que se cree con las modalidades preferidas de la invención, aquellos con conocimiento en esta área de la tecnología reconocerán que pueden hacerse otras y más modificaciones a la misma, por ejemplo, adaptar la invención a varias condiciones, tipos de alimentación, u otros requerimientos, sin alejarse del espíritu de la presente invención tal como se define en las siguientes reivindicaciones. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones: 1. Un proceso de recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado, caracterizado porque comprende: a) bombear gas natural licuado líquido de baja presión hasta una presión mayor que 0.689 MPa absolutos (100 psia) ; b) dividir el gas natural licuado líquido presurizado de la etapa a) en una primera y segunda porciones; c) dirigir la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) a una caja fría en donde intercambia calor para aumentar su temperatura; d) pasar por alto la caja fría y dividir la segunda porción de gas natural licuado líquido presurizado de la e) dirigir la primera porción intercambiada con calor de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa c) a una torre de recuperación en donde en combinación con el primer reflujo sin intercambio de calor genera una corriente del domo de la torre- de recuperación y una alimentación al estabilizador; f) dirigir la alimentación del estabilizador a un estabilizador en donde en combinación con el segundo reflujo sin intercambio de calor genera una corriente del domo del estabilizador y una corriente de líquidos de gas natural; g) comprimir la corriente del domo de la torre de recuperación para formar una corriente rica en metano; h) dirigir la corriente rica en metano y la corriente del domo del estabilizador a la caja fría en donde intercambian calor con la primera porción de gas natural licuado liquido presurizado; y i) mezclar la corriente rica en metano intercambiada con calor y la corriente del domo del estabilizador.
2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el vapor de la porción vaporizada se combina con la corriente del domo de la torre de recuperación antes de comprimir para formar la corriente rica en metano.
3. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado adicionalmente porque la corriente rica en metano intercambia calor con el gas natural licuado de alta 'presión antes dé entrar' á f caja fría.
4. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado adicionalmente porque el gas natural licuado de alta presión es dirigido a la caja fría para intercambiar calor con la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado.
5. Un proceso de recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado, caracterizado porque comprende: a) bombear gas natural licuado líquido de baja presión hasta una presión mayor que 0.689 MPa absolutos (100 psia) ; b) dividir el gas natural licuado líquido presurizado de la etapa a) en una primera y segunda porciones; c) dirigir la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) a una caja fría en donde intercambia calor para aumentar su temperatura; d) pasar por alto la caja fría y dividir la segunda porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) en un primer reflujo y un segundo reflujo; e) dirigir la primera porción intercambiada con calor de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa c) a una torre de recuperación en donde en combinación con el primer reflujo sin intercambio de calor genera una corriente del domo de la torre de recuperación y una alimentación al estabilizador; f) dirigir la alimentación del estabilizador a un estabilizador en donde en combinación con el segundo reflujo 'sin" intercambio "de" calor genera una corriente del domo del estabilizador y una corriente de líquidos de gas natural; g) dirigir la corriente del domo de la torre de recuperación y la corriente del domo del estabilizador a la caja fría en donde intercambian calor con la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado; h) comprimir la corriente del domo de la torre de recuperación intercambiada con calor; y i) mezclar la corriente del domo del estabilizador intercambiada con calor y la corriente del domo de la torre de recuperación intercambiada con calor comprimida.
6. El proceso de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado adicionalmente porque el vapor de la porción vaporizada es dirigido a la caja fría para intercambiar calor con la 5 primera porción de gas natural licuado líquido presurizado.
7. El proceso de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado adicionalmente porque el gas natural licuado de alta presión es dirigido a la caja fría para intercambiar calor con la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado. 0
8. Un proceso para recuperar hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado, caracterizado porque comprende : a) bombear gas natural licuado líquido de baja presión hasta una presión mayor que 0.689 MPa absolutos (100 psia) ; 15 b) dividir el gas natural licuado líquido presurizado de ~~" "la" etapa^a)* en "una primera y" segunda porciones; c) dirigir la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) a una caja fría en donde intercambia calor para aumentar su temperatura; 0 d) pasar por alto la caja fría con la segunda porción de gas natural licuado líquido presurizado y usarla como reflujo externo en una torre de recuperación, en donde en combinación con la primera porción intercambiada con calor de gas natural licuado presurizado de la etapa c) genera una corriente del domo de la 5 torre de recuperación y una alimentación al estabilizador; e) dirigir la alimentación del estabilizador . al estabilizador para generar una corriente del domo del estabilizador y una corriente de líquidos de gas natural; f) comprimir la corriente del domo de la torre de recuperación para formar una corriente rica en metano; g) dirigir la corriente rica en metano y la corriente del domo del estabilizador a la caja fría en donde intercambian calor con la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado; y h) mezclar la corriente rica en metano intercambiada con calor y la corriente del domo del estabilizador.
9. El proceso de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el vapor de la porción vaporizada se combina con la corriente de domo de la torre de recuperación antes de comprimirse para formar la corriente rica en metano.
10 '. ??^ proceso' " de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado adicionalmente porque la corriente del domo del estabilizador intercambia calor con la alimentación del estabilizador.
11. Un proceso de recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado, caracterizado porque comprende: a) bombear gas natural licuado líquido de baja presión hasta una presión mayor que 0.689 MPa absolutos (100 psia) ; b) dividir el gas natural licuado líquido presurizado de la etapa a) en una primera y segunda porciones; c) dirigir la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) a una caja fría en donde intercambia calor para aumentar su temperatura; d) pasar por alto la caja fría con la segunda porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) y aumentar la presión de la segunda porción para formar un reflujo del estabilizador; e) dirigir la primera porción intercambiada con calor de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa c) a un separador para generar una corriente saliente del domo del separador y una alimentación al estabilizador; f) dirigir una primera porción de la alimentación del estabilizador a un estabilizador; g) intercambio calor de una segunda porción de la alimentación del estabilizador con una corriente del dono del estabilizador y alimentar lá segunda porción intercambiada con calor de la alimentación del estabilizador al estabilizador en donde en combinación con el reflujo genera la corriente del domo del estabilizador y una corriente de líquidos de gas natural; h) intercambio de calor de la corriente del domo del estabilizador con gas natural licuado de alta presión antes de intercambiar calor con la segunda porción de la alimentación del estabilizador; i) dirigir la corriente del domo del separador y la corriente del domo del estabilizador doblemente intercambiada con calor a la caja fría en donde intercambian calor con la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado; y j ) mezclar la corriente del domo del separador intercambiada con calor y la corriente del domo del 5 estabilizador.
12. El proceso de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el vapor de la fracción vaporizada se combina con la corriente del domo del separador antes de introducir la corriente del domo del separador en la caja 10 fría.
13. Un proceso de recuperación de hidrocarburos más pesados que el metano a partir de gas natural licuado, caracterizado porque comprende: a) bombear gas natural licuado líquido de baja presión 15 hasta una presión mayor que 0.689 MPa absolutos (100 psia) ; ~~r~~ ¦.:-=- ^ idir e1 " gas "natural licuado líquido presurizado de la etapa a) en una primera y segunda porciones; c) dirigir la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) a una caja fría en donde 20 intercambia calor para aumentar su temperatura; d) pasar por alto la caja fría y dividir la segunda porción de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa b) en un primer reflujo y un segundo reflujo; e) aumentar la presión del segundo reflujo antes de 25 dirigirlo a un estabilizador; f) dirigir la primera porción intercambiada con calor de gas natural licuado líquido presurizado de la etapa c) a una torre de recuperación para generar una corriente del domo de la torre de recuperación y una alimentación al estabilizador; g) dirigir una primera porción de la alimentación del estabilizador al estabilizador; h) intercambio calor de una segunda porción de la alimentación del estabilizador con una corriente del domo del estabilizador y alimentar la segunda porción intercambiada con calor de la alimentación del estabilizador al estabilizador en donde en combinación con el segundo reflujo genera la corriente del domo del estabilizador y una corriente de líquidos de gas natural; i) intercambio de calor de la corriente del domo del estabilizador con gas natural licuado de alta presión antes rde~~~i¾£é:rcám^ con ~ la* " segunda porción cíe la alimentación del estabilizador; j ) dirigir la corriente del domo de la torre de recuperación y la corriente del domo del estabilizador doblemente intercambiada con calor a la caja fría en donde intercambian calor con la primera porción de gas natural licuado líquido presurizado; y k) mezclar la corriente del domo de la torre de recuperación intercambiada con calor y la corriente del domo del estabilizador.
14. El proceso de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el vapor de la fracción vaporizada se combina con la corriente del domo de la torre de recuperación antes de introducir la corriente del domo de la torre de recuperación en la caja fría.