NO334716B1

NO334716B1 - Flytende naturgass LNG behandlingsanlegg og fremgangsmåte for behandling av LNG

Info

Publication number: NO334716B1
Application number: NO20070553A
Authority: NO
Inventors: John Mak; Ralph Neumann; Curt Graham; Dan Heffern
Original assignee: Fluor Tech Corp
Priority date: 2004-06-30
Filing date: 2007-01-29
Publication date: 2014-05-12
Also published as: NO20070553L; US20080264100A1; AU2005259965A1; CA2574601A1; MX2007000929A; EP1782010A4; EA010743B1; CA2574601C; EA200700221A1; AU2005259965B2; WO2006004723B1; WO2006004723A1; EP1782010A1

Abstract

En LNG sammensetning av LNG fra en lagringstank eller annen kilde modifiseres i en prosess hvori LNG pumpes opp til et første trykk og oppdeles i to deler. En del av den trykksatte LNG trykkavlastes så og tyngre komponenter separeres fra LNG med redusert trykk for derved å danne en mager LNG. Den magre LNG pumpes så opp til et høyere trykk og kombineres med den andre del for å danne en mer mager LNG. Foretrukket gjennomføres separasjonen ved bruk av en metanfjerner, hvori del av metanfjernerens topprodukt kondenseres for å danne den magre LNG, mens en ytterligere del anvendes for tårnrefluks. I ytterligere foretrukne konfigurasjoner er etanutvinningen variabel og i enda ytterligere konfigurasjoner kan propan eller etan tilføres via en rørledning som fører doserte mengder.

Description

Oppfinnelsesområdet

Oppfinnelsesområdet er gassbehandling, spesielt i forbindelse med regassifisering (forgassing) av flytendegjort naturgass (LNG) varmeverdikontroll, og utvinning eller ekstraksjon av C2, og C3 pluss komponenter for salg.

Bakgrunn for oppfinnelsen

Ettersom etterspørselen for naturgass i USA har steget sterkt i de senere år er markedsprisen for naturgass i stigende grad blitt ikke-permanent. Følgelig er det en fornyet interesse i import av flytendegjort naturgass (LNG) som en alternativ kilde for naturgass. Det meste av importert LNG har imidlertid en høyere varmeverdi og er rikere på tyngre hydrokarboner enn det som tillates av typiske nord amerikanske rørledningsspesifikasjoner for naturgass. Mens noen land generelt godtar anvendelsen av rikere LNG med høyere varmeverdi drives kravene for det nord amerikanske marked av økologiske og miljøhensyn og kan videre avhenge av den spesielle bruk av LNG.

Et av problemene med LNG import er at en vesentlig fraksjon av verdens LNG forsyning er rik LNG med varmeverdier som ikke er i samsvar med forskrifte-ne. Ettersom LNG importmarkedet vokser blir spott LNG handel mer vanlig, i likhet med dagens råoljehandelsmarked. Med økende LNG handel mellom forskjellige LNG produsenter og nord amerikanske regassifiseringsanlegg må LNG terminaler konfigureres til å motta LNG med forskjellige sammensetninger og varmeverdier for å oppfylle reguleringsbestemmelser og være kostnadskonkurransedyktige. I noen markeder kan rik LNG være lønnsom ettersom dens etaninnhold kan anvendes for råmateriale for petrokjemiske anlegg, propaninnholdet kan selges som LPG, og butan pluss flytende rest kan anvendes for bensininnblanding. I tillegg er behandlingstrinn for ekstraksjon av de tyngre komponenter fra den rike LNG nød-vendig for å tilfredsstille de strenge nord amerikanske rørledningsvarmeverdikrav.

I de fleste oppstrøms LNG flytendegjøringsanlegg er det bare nødvendig å fjerne pentan, heksan og tyngre hydrokarboner for å unngå voksdannelse i den kryogene flytendegjørings-varmeveksler. LPG komponenten (C2, C3 og C4+) blir typisk ikke fjernet og flytendegjort sammen med metankomponenten og dette re-sulterer i LNG med en ganske høy generell varmeverdi ("gross heating value"). Eksempelvise varmeverdier fra LNG fra et antall LNG eksportanlegg i LNG anlegg i Atlanterhavs-, Stillehavs- og Midt-Østen området er vist i fig. 8. De høyere varmeverdier indikerer en høyere andel av ikke-metankomponenter. Sammenset-ningene av etan, propan og butan og tyngre komponenter for disse LNG er vist i fig. 9.

I Nord Amerika krever mange rørledningsoperatører meget mager gass for forsendelse og i noen midtvest områder kreves varmeverdier for naturgass i området mellom 8544 og 9345 kcal/m<3>.1 California er den akseptable varmeverdi mellom 8633 og 10235 kcal/m<3>. California har også lagt begrensninger på spesifikke gasskomponenter for komprimert naturgassforbruk. I dag er akseptabel LNG som tilfredsstiller California forskriften begrenset til kilder som f.eks. Kenai, Alaska LNG, eller atlantisk LNG fra Trinidad. For derfor å tilfredsstille nord amerikanske naturgass spesifikasjoner må regassifiseringsterminaler ha anlegg som er i stand til å bearbeide ikke-godkjent LNG. Mest vanlig blir LNG varmeverdi og Wobbe in-deks kontrollert ved fortynning med nitrogen, eller blanding med en magrere naturgass. Der er imidlertid grenser for det maksimale innhold av nitrogen og inerte gasser som kan innføres i rørledningsgassen. Videre krever fortynning med nitrogen ofte et luftseparasjonsanlegg for å produsere nitrogenet, som er kostbart og ikke frembringer noen annen fordel for anlegget, og en mager gasskilde er ofte ikke tilgjengelig for blanding i et forholdsvis stort LNG regassifiseringsanlegg.

Ettersom miljøkrav blir mer strenge forventes i de nord amerikanske markeder strengere kontroll av LNG sammensetninger enn nåværende forskrifter, og dette krever nye prosesser som økonomisk kan fjerne C2+ komponenter fra LNG. Slike prosesser bør videre fordelaktig tilføre et anlegg tilstrekkelig fleksibilitet til å håndtere et bredt område av LNG og tillate importører å kjøpe LNG fra forskjellige lavkostnadsmarkeder i stedet for å være begrenset til de kilder som tilfredsstiller de nord amerikanske spesifikasjoner.

Konvensjonelle prosesser for regassifisering av rik LNG (f.eks. er LNG fra Indonesia typisk ved 10680 til 11570 kcal/m<3>) involverer oppvarming av LNG i brennstoffyrte kjeler eller med sjøvannskjeler, med etterfølgende fortynning av den fordampede LNG med nitrogen eller en mager gass for å tilfredsstille varmeverdispesifikasjonen. Hver av disse oppvarmingsprosesser er imidlertid uønsket ettersom brennstoffkjeler genererer utslipp og C02forurensning, og sjøvannskjeler krever kostbare sjøvannssystemer og har også en negativ innvirkning på havmil- jøet. Videre er fortynning med nitrogen for kontroll av naturgassens varmeverdi typisk uøkonomisk ettersom den generelt krever en nitrogenkilde (f.eks. et luftseparasjonsanlegg) som er relativt dyrt å operere. Mens fortynningsmetodene kan fremstille "on-spec" varmeverdier er effektene på LNG sammensetningen forholdsvis små og den endelige sammensetning (spesielt med hensyn til C2og C3+ komponenter) kan fremdeles være uakseptabel for miljøstandardene i Nord Amerika eller andre miljøsensitive markeder. Følgelig må det anvendes en LNG strip-peprosess eller annet gassfraksjoneringstrinn, som generelt nødvendiggjør for-dampning av LNG i en flash trommel og stripping i en metanfjerner som opererer ved lave trykk, idet flash damp- og/eller metanfjernertoppen komprimeres til et høyere trykk og rekondenseres til en flytende form ved bruk av innløps LNG som et kjølemiddel og som deretter pumpes og fordampes i fordamperne. Disse prosesser er energiineffektive når høye propan- og etangjenvinninger kreves ved behandling av rikere LNG (LNG med høyt innhold av etan og propan og tyngre komponenter) for reguleringssamsvar, på grunn av at disse prosesser ville kreve at flash trommel- og metanfjerneren drives med et enda lavere trykk som signifikant ville øke kompresjonsomkostningene. En eksempelvis regassifiseringsprosess og konfigurasjon er beskrevet i US patent 6 564 579 (McCartney).

I tillegg til fjernelse av C2+ komponenter for å tilfredsstille gassvarmeverdier for salg er der også utbyttemuligheter for produksjon av C2 og C3 for salg ettersom verdien av disse NLG komponenter er generelt høyere enn for naturgass, spesielt når etan kan selges som petrokjemisk råmateriale, og propanet og tyngre komponenter kan selges som transportdrivstoff. Uheldigvis er forbrukermarkedet for disse flytende produkter typisk i betraktelig avstand fra LNG regassifiseringsan-leggene, og tilordnede rørlednings-transportsystemer ville måtte anlegges. I tillegg er C2 og C3 markedet ofte utsatt for sesongmessig svingning. Det foreligger derfor et behov for å tilveiebringe fleksibilitet som tillater at et anlegg kan operere med enten etanutvinning eller etanrejeksjon (bare propanutvinning), eller som tillater varierende etanutvinningsnivå. Uheldigvis klarer de fleste nåværende LNG anlegg ikke å ta sikte på disse operasjonsmoduser og taper derfor de potensielle utbytte-fordeler fra operasjon fra etanutvinning til etanrejeksjon eller vice versa.

US 2005155381 beskriver en mottaksterminal for flytende LNG bestående av en ekstraksjonskolonne tilpasset og konfigurert for å skille C1 komponent fra andre komponenter i en LNG strøm til en C1 rik strøm, en gasskondensator og en varmeveksler tilpasset og konfigurert for å kondensere C1 rik strøm til en væske og en pumpe tilpasset og konfigurert for å øke et trykk av den flytende C1 rike strømmen.

Mens tallrike prosesser og konfigurasjoner for LNG regassifisering er kjent innenfor dette området lider nesten alle av disse anlegg av en eller flere mangler. Mest merkbart er mange av de nåværende kjente prosesser energieffektive og ikke-fleksible i å tilfredsstille kravene til varmeverdier og sammensetning. Det foreligger således fremdeles et behov for å tilveiebringe forbedrede konfigurasjoner og metoder for gassbehandling i LNG regassifisering.

Oppsummering av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelse er rettet på konfigurasjoner og metoder for behandling av LNG hvori trykket av en del av LNG er bestemt til et behandlingstrykk ved hvilket LNG behandlingen foregår for derved å generere en behandlet (typisk mager) LNG. Den således dannede behandlede LNG kan videre trykkset-tes til et avleveringstrykk og kombineres med en andre del av (typisk ubehandlet) LNG ved avleveringstrykk slik at det genereres LNG med en ønsket og forutbestemt kjemisk sammensetning og varmeverdi. Behandling av LNG utføres foretrukket i en refluksert metanfjerner som tillater fjernelse og/eller utvinning av i minst 99 % propan og over 70 % etan fra LNG.

I et aspekt av oppfinnelsen tilveiebringes et behandlingsanlegg for flytende naturgass LNG. Anlegget omfatter: en LNG kilde som er konfigurert til å tilveiebringe en første andel av LNG og en andre andel av LNG, begge andeler har trykk over et behandlingstrykk;

en trykkreduksjonsventilsom er koblet til LNG-kilden og konfigurert til å redusere trykket av den første andelen til behandlingstrykket;

en varmeveksler som er konfigurert til å tillate kondensasjon av en mager damp i en varmeverdikontrollseksjon ved å anvende kuldemengdeinnhold fra den første andelen ved behandlingstrykket for derved danne en flytende mager LNG;

hvori varmeverdikontrollseksjonen er konfigurert til å operere ved behandlingstrykket og til å motta den første andelen fra varmeveksleren, hvori varmever-

dikontrollseksjonen er konfigurert til å fjerne tyngre komponenter i den første andelen for derved produsere den magre dampen;

en pumpe som er konfigurert til å motta og øke trykket til den flytende magre LNG til et avleveringstrykk; og

hvori anlegget videre er konfigurert til å tillate kombinasjon av den flytende magre LNG med den andre andel av LNG for å danne en rørledningsgass.

Foretrukket omfatter angjeldende LNG behandlingsanlegg en pumpe som pumper i det minste en av første og andre deler til et matningstrykk, og inkluderer videre en metanfjerner som mottar i det minste en del av den første andel ved et trykk lavere enn matetrykket. Mest foretrukket frembringer metanfjerneren et topp-produkt, hvori en varmeveksler avkjøler i det minste del av metanfjerner-toppdampen for derved å produsere en refluksstrøm for metanfjerneren, og/eller hvori varmeveksleren kondenserer i det minste en andel av toppdampen fra metanfjerner-reflukstrommelen for derved å produsere den magre LNG.

I enda ytterligere utførelser er angjeldende LNG behandlingsanlegg konfigurert til å kombinere den andre andel og den magre LNG for derved å danne den behandlede LNG, og den behandlede LNG blir deretter pumpet og fordampet ved rørledningstrykk på en måte vel kjent innenfor dette området. Videre kan angjeldende anlegg også inkludere en kontrollkrets som er konfigurert til å kontrollere et massestrømningsforhold mellom den første og den andre andel. Ved anvendelse av slike kontrollkretser verdsettes at varmeverdien av den kombinerte behandlede og ikke-behandlede LNG kan opprettholdes ved et forutbestemt nivå mens LNG som går inn i anlegget kan ha variable kjemiske sammensetninger og/eller varmeverdier. Hvor det ønskes kan anlegget videre inkludere en turbogenerator som drives ved ekspansjon av en oppvarmet og trykksatt andel av den første andel av LNG for derved å produsere energi.

I en ytterligere utførelse av oppfinnelsen har LNG behandlingsanlegget en varmeveksler som er konfigurert slik at i det minste del av et kuldemengdeinnhold av LNG som passerer gjennom varmeveksleren tilveiebringer kjøling til en metanfjerner refluksstrøm og tilveiebringer videre kondensasjonskulde for et metanfjerner-reflukstrommel topp-produkt, og hvori refluksstrømmen og metanfjerner reflukstrommel topp-produktet produseres fra den LNG som passerer gjennom varmeveksleren. Spesielt foretrukne anlegg inkluderer også en metanfjerner som er koplet til varmeveksleren slik at i det minste del av LNG som passerer gjennom varmeveksleren mates til metanfjerneren for derved å danne i det minste en andel av metanfjerner refluksstrømmen og et kondensert metanfjerner reflukstrommel topp-produkt. Mest typisk har den LNG som passerer gjennom varmeveksleren et trykk på mellom 21 og 42 kg/cm<2>. En pumpe kan være koplet til varmeveksleren og som pumper det kondenserterte metanfjerner reflukstrommel topp-produkt til et avleveringstrykk, og en kombinasjonsenhet kan være inkludert hvori det kondenserte metanfjerner reflukstrommel topp-produkt ved avleveringstrykket kombineres med LNG.

Foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for behandling av LNG som omfatter tilveiebringelse av LNG og pumping av LNG til et matetrykk;

oppdeling av LNG ved matetrykket i en første og en andre andel;

å redusere trykket av den første andel til et separasjonstrykk og separere tyngre komponenter fra den første andel ved separasjonstrykket for derved å danne en flytende mager LNG ved å anvende kjølingskulde produsert ved å redusere trykket av den første andelen;

den flytende magre LNG pumpes opp til et avleveringstrykk; og

den flytende magre LNG og den andre andel av LNG kombineres for å danne en rørledningsgass.

Et foretrukket matetrykk er mellom 49,2 og 91,4 kg/cm<2>, mens separasjonstrykk er fortrukket mellom 21,1 og 45,7 kg/cm<2>, og avleveringstrykket er foretrukket mellom omtrent 49,2 og 91,4 kg/cm<2>. Separasjon av de tyngre komponenter fra den første andel gjennomføres typisk i en metanfjerner som produserer et metanfjerner topp-produkt, hvori mest foretrukket i det minste en andel av metanfjernerens topp-produkt kondenseres for derved å danne den magre LNG, og eventuelt blir en ytterligere andel av metanfjernerens topp-produkt avkjølt for å danne en refluksstrøm for metanfjerneren.

I spesielt betraktede anlegg hvor etanutvinning eller etanrejeksjon eller varierende nivåer for etanutvinning er ønskelig kan metanfjernerens bunnfraksjoner behandles videre i et avmetaniseringstårn for å produsere en C2 oppvæske, og et C3+ bunnprodukt. I dette tilfellet kan etanfjernerens topprefluksarbeid leveres av kuldemengdeinnholdet av den innførte LNG. Etanrejeksjon eller varierende nivå av etanutvinning kan effektivt oppnås ved å avlede i det minste en andel av det fly tende etanprodukt fra etanfjernerens toppfraksjon til blanding med den magre LNG. Denne konfigurasjon tillater fleksibiliteten av omkopling mellom etanutvinnings- til etanrejeksjonsmodus eller vice versa, uten å endre de oppstrøms be-handlingsbetingelser.

Forskjellige formål, trekk, aspekter og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå klarere fra den følgende detaljerte beskrivelse av foretrukne utfø-relsesformer av oppfinnelsen, i forbindelse med de vedføyde tegninger.

Kort beskrivelse av tegningene, hvori:

Fig. 1 er et skjematisk riss av et første eksempelvist anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand med fjernelse eller utvinning av 99 % av propanet i innløps LNG. Fig. 2 er et skjematisk riss av et andre eksempelvist anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand med fjernelse eller utvinning av over 70 % av etanet og 99 % av propanet i innløps LNG. Fig. 3 er et skjematisk riss av et tredje eksempelvist anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand med fjernelse eller utvinning av 99 % av propanet i innløps LNG ved bruk av en integrert refluks kondenserende varmeveksler. Fig. 4 er et skjematisk riss av et fjerde eksempelvist anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand for et anlegg som utvinner C2og C3under produksjon av energi. Fig. 5 er et skjematisk riss av et femte eksempelvist anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand for et anlegg som utvinner C3under produksjon av energi. Fig. 6 er et skjematisk riss av et sjette eksempelvist anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand med fjernelse eller utvinning av 99 % av propanet og 2 % til 70 % etanutvinninger fra innløps LNG, og viser omkoplingsmetoden mellom etanutvinning til etanrejeksjon eller varierende nivåer av etanutvinning. Fig. 7 er et skjematisk riss av et syvende eksempelvist anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand for propan- eller etanavlevering under anvendelse av en satsvis arbeidende LNG rørledning for doserte mengder. Fig. 8 er en graf som avbilder varmeverdier av LNG fra forskjellige LNG eksportanlegg innenfor Atlanterhavs-, Stillehavs- og Midt-Østen markedet, og Fig. 9 er en graf som avbilder den kjemiske sammensetning av LNG for LNG i fig. 8.

Detaljert beskrivelse

Oppfinnerne oppdaget at LNG kan behandles på en måte som trekker fordel av det relativt store kuldemengdeinnhold i LNG. Mer spesifikt har oppfinnerne oppdaget at en LNG strøm kan pumpes til et ønsket trykk og deretter anvendes for å tilveiebringe refluksavkjøling i en metanfjerner og levere kondenserende arbeid av metanfjernerens reflukstrommeldamp for derved å produsere en mager LNG som så kan kombineres med ubehandlet LNG.

Eventuelt kan kuldemengdeinnholdet av LNG også tilføre reflukskjøling i en etanfjerner. Mest foretrukket behandles den pumpede LNG strøm i en metanfjerner (og eventuelt etanfjerner) for derved å danne de strømmer som avkjøles av den pumpede LNG. Slike konfigurasjoner tillater fordelaktig fjernelse eller utvinning av i det minste 99 % av propanet og mer enn 70 % av etanet fra LNG. Hvor etanrejeksjon eller varierende nivåer av etanutvinning er ønskelig kan metanfjernerens bunnfraksjoner bearbeides videre i en etanfjerner for å produsere et C2 topp-produkt, og et C3+ bunnprodukt hvor etanrejeksjon eller varierende etanutvinning effektivt kan oppnås ved å avlede i det minste en andel av det flytende etanprodukt fra etanfjernerens topp-produkt for blanding med den magre LNG.

I et foretrukket aspekt av oppfinnelsesgjenstanden som avbildet i fig. 1 blir LNG pumpet og delt i to andeler (strømmene 2 og 3) etter behov for varmeverdikontroll. Den første andel varmeveksles med metanfjernerens topp-produkt og produserer en kald refluks og et kondensert metanfjerner topp-produkt (mager LNG), mens den andre andel (rik LNG) føres forbi varmeverdikontrolldelen. Den rike LNG og den magre LNG strøm kan så kombineres for å frembringe et LNG produkt med ønsket kjemisk sammensetning og varmeverdi.

Mer spesifikt og med videre henvisning til fig. 1 er LNG strømningsmengden til anlegget ekvivalent til 1.415.000 sm<3>/dag naturgass med en typisk gassammen-setning vist i den senere anførte tabell 1. LNG strømmen 1 fra lager eller damp re-kondensator (eller annen passende kilde) befinner seg ved et absolutt trykk på fra omtrent 1,05 til omtrent 5,6 kg/cm<2>og en temperatur på typisk fra omtrent -162 til omtrent -152 °C. Strømmen 1 pumpes ved hjelp av LNG pumpen 51 til et passen de trykk, typisk fra omtrent 49,2 til omtrent 91,2 kg/cm<2>og typisk fra omtrent 70,3 kg/cm<2>til å danne en trykksatt LNG strøm som oppdeles i strøm 2 og strøm 3 etter behov for varmeverdikontroll. En større strømning av strømmen 3 vil føre mer LNG tilførsel til varmeverdikontrollenheten, slik at varmeverdien i rørledningsgassen 16 senkes. Hvor høye propanutvinninger er ønskelig (f.eks. på grunn av markedset-terspørsel) vil det meste av LNG strømmen 1 bli behandlet i varmeverdikontrollenheten. Det bør således innses at ved å variere strømningsforholdet mellom strømmene 2 og 3 kan mengden av C2+ komponenter i rørledningsgassen kontrolleres til å tilfredsstille spesifikke markedskrav.

Strømmen 3 trykksenkes i ventilen 53 for å danne strømmen 4 med trykk

omtrent 31,7 til 35,2 kg/cm<2>og som oppvarmes og delvis fordampes i varmeveksleren 54 ved varmeveksling med metanfjernerens toppstrøm 8 og refluksseparato-rens dampstrøm 10. Varmevekslerutløpsstrømmen 5 befinner seg ved fra omtrent -84,4 til omtrent 95,6 °C og oppvarmes videre i forvarmeren 55 ved bruk av et varmeoverføringsmedium (f.eks. glykol (strømmen 91)) og danner strømmen 6 med temperaturer fra omtrent -84,4 °C til -81,7 °C. Tofasestrømningen 6 mates så til den øvre seksjon av metanfjerneren 56. Metanfjerneren frembringer en mager topp-naturgassdamp 8, som er redusert på (eller endog deplettert på) propan og tyngre komponenter og i det minste delvis deplettert på etan.

Metanfjerneren 56 opererer foretrukket ved 31,7 til 35,2 kg/cm<2>. Det skal spesielt bemerkes at side-fraksjonsfordamperen 57 kan anvendes for å hjelpe til med avstripping av de lette komponenter i strømmen 17 medrevet fra den nedre del av metanfjerneren, med varme tilført fra glykolstrømmen 92. Metanfjernerens bunnsammenstilling kontrolleres ved temperaturen av strømmen 7, ved omtrent 37,8 °C (etanutvinning) til 93 °C (bare propanutvinning), ved bruk av bunnfraksjo-neringsfordamperen 58. Det bør derfor spesielt verdsettes at i de fleste aspekter av angjeldende konfigurasjoner vil det bestemte punkt av metanfjernerens bunn-temperatur kontrollere nivåene av utvinning og tilveiebringe varmeverdikontroll av innløps LNG. Bunnproduktet 7 kan da trykkavlastes ved bruk av ventilen 63 og sendes ut som LPG strømmen 20.

Metanfjernerens topp-produkt 8, som typisk befinner seg ved et trykk på fra omtrent 31,7 til 35,2 kg/cm<2>og en temperatur fra omtrent -67,8 °C til omtrent -8,4 °C avkjøles og delvis kondenseres i varmevekseleren 54 ved en temperatur på fra omtrent -78,9 °C til omtrent 95,6 °C. Den således genererte tofasestrøm 9 separeres så i separatoren 59 i en væskestrøm 11 og en mager dampstrøm 10. Væske-strømmen 11, inneholdende restpropan- og/eller etankomponenter, pumpes ved hjelp av reflukspumpen 60 og returneres til toppen av metanfjerneren som en kald refluksstrøm 12. Separatorens dampstrøm 10 returneres til varmeveksleren 54 og den videre avkjølte og kondenserte dannede strøm 13.

Det bør spesielt innses at toppvarmeveksleren 54 utfører to funksjoner, nemlig tilveiebringelse av refluks til metanfjerneren som er essensiell for å oppnå en høy propan- og etanutvinning, og å kondensere separatordampen til en væske som tillater at væsken kan pumpes, slik at investerings- og driftsomkostninger vesentlig reduseres. Den magre væskestrøm 13, typisk ved en temperatur på fra omtrent -90,0 °C til -95,6 °C pumpes ved hjelp av pumpen 61 til omtrent 70,3 kg/cm<2>trykk som nødvendig for rørledningstransport eller kombinasjon med den rike LNG strøm 2. Den trykksatte magre LNG strøm 14 blandes med strømmen 2 av rik LNG og oppvarmes videre i fordamperen 62 til omtrent 10 °C, eller annen temperatur som kreves for å tilfredsstille rørledningskrav. Det skal bemerkes at egnede varmekilder for LNG fordamperen inkluderer alle kjente varmekilder (direk-te varmekilder som f.eks. fyrkjeler, sjøvanns-varmevekslere, etc, eller indirekte varmekilder som f.eks. glykol varmeoverføringssystemer). Ventiler 52 og 53 regu-leres foretrukket ved hjelp av et kontrollsystem (ikke vist) som regulerer masse-strømningen mellom strømmene 2 og 3 til et forutbestemt forhold (mest typisk for å oppnå en ønsket kjemisk sammensetning og/eller varmeverdi).

Alternativt, kan også varmeintegrerings- og prosesskonfigurasjoner tas i betraktning anvendt for etanutvinning som avbildet i den eksempelvise anleggskonfigurasjon i fig. 2. Her kan etanutvinning varieres fra 5 % opp til 80 % etter behov for varmeverdikontroll av den rike LNG strøm 1. Med hensyn til henvisnings-tallene for komponenten i fig. 2, skal det bemerkes at de samme komponenter i figurene 1 og 2 har de samme henvisningstall i fig. 2.

Generelt er frontenden av konfigurasjonen ifølge fig. 2 lignende den som er vist i fig. 1. Et andre tårn 64 (etanfjerneren) er tilføyd slik at etanfjerneren mottar væskestrømmen 7 fra metanfjerneren 56. Strømmen 7 trykkavlastes ved bruk av ventilen 63 til et trykk fra omtrent 14,1 til omtrent 24,6 kg/cm<2>for å danne strøm-men 19 som mates til midtseksjonen av etanfjerneren 64. Det skal bemerkes at arbeidstrykket av etanfjerneren kan varieres etter behov for å tilfredsstille trykkra-vene for etanproduktet. Toppstrømmen 21 fra etanfjerneren blir fordelaktig i det minste delvis kondensert i varmeveksleren 65 ved bruk av kuldemengdeinnholdet av den magre LNG strøm 14. Tofasestrømmen 22 ved omtrent -17,8 °C til -1,1 °C separeres i separatoren 66 i en væskestrøm 23 og en etandampproduktstrøm 25. En andel av væskestrømmen pumpes ved hjelp av reflukspumpen 67 og returneres til etanfjernerens topp som refluksstrøm 24. Eventuelt, hvor et flytende etanprodukt er ønsket, kan en andel av væsken produseres som strømmen 26. Etan-dampen kan anvendes som en brennstoffkilde i undervannsforbrennings LNG fordamperen, anvendt for å drive et energianlegg, og/eller for petrokjemisk produksjon. Etanfjerneren frembringer en bunnproduktstrøm 20 med varme levert av fraksjoneringsfordamperen 68 (f.eks. ved bruk av et glykolvarmeoverføringssys-tem som en varmekilde). Den magre avkjølte LNG strøm 15 kan så kombineres med den rike LNG og fordampes i varmeveksleren 62 for å danne rørledningsgass 16 med ønskelig kjemisk sammensetning og/eller varmeverdi.

Alternativt kan topp-refluksvarmeveksleren i metanfjerneren integreres i tårnet som vist i den eksempelvise anleggskonfigurasjon i fig. 3. Her anvendes pumpet rik LNG i en topp-reflukskondensator 69 integrert i tårnet og produserer en indre refluksstrøm 10 som strømmer fritt til den nedre seksjon av tårnet. Den oppvarmede LNG strøm 6 fra varmeveksleren 69 sendes til den øvre seksjon av metanfjerneren, under refluksvarmeveksleren 69. Også her skal det i forbindelse med tallhenvisningene i fig. 3 bemerkes at de samme komponenter i figurene 1 og 2 har de samme henvisningstall i fig. 3.

Det skal derfor verdsettes at tallrike fordeler kan oppnås ved bruk av konfigurasjoner ifølge oppfinnelsesgjenstanden. Blant annet bør det verdsettes at konfigurasjoner som er tatt i betraktning (basert på modifisering av delingsforholdet i innløps LNG strømmen og temperatur i varmeverdikontrollseksjonen) tillater behandling av LNG med forskjellige sammensetninger og varmeverdiinnhold mens det produseres et "on spee" naturgass- og/eller LNG transporteringsbrennstoff for det nord amerikanske marked eller andre emisjonsfølsomme markeder. Videre vil konfigurasjoner som her er betraktet produsere høyrent etan som kommersielt produkt eller som energikilde for det kombinerte syklus energianlegg.

I et enda ytterligere aspekt tatt i betraktning kan energi genereres ved bruk av LNG. Mest foretrukket oppvarmer varmekilden den flytende andel av LNG (typisk etter passasje av LNG gjennom varmeveksleren), hvori LNG kan pumpes videre til et høyere trykk før oppvarming. Den således pumpede og oppvarmede LNG blir så ekspandert for å frembringe arbeid i en åpen syklus (typisk uten den typiske resirkulasjon i kjente konfigurasjoner) før inngang i metanfjerneren. I spesielt foretrukne anlegg har LNG behandlingsanlegget en metanfjerner og en etanfjerner, hvori metanfjerneren fjerner C2+ komponenter fra LNG ved bruk av den ekspanderte damp fra ekspanderen som et strippemedium, og hvori refluksarbeidet for metanfjernerens og etanfjernerens toppkondensator tilveiebringes av kuldemengdeinnholdet i LNG på en måte hovedsakelig lignende den som er beskrevet i figurene 1 til 3. Foretrukket leverer den åpne LNG ekspansjonssyklus i det minste en del av energibehovet for LNG regassifiseringsanlegget. I alternativt aspekter kan imidlertid således generert energi også anvendes i andre deler av anlegget, eller bli solgt til en pris.

Det bør derfor innses at anlegg som her er tatt i betraktning kan omfatte en pumpe og en varmekilde som oppvarmer en første andel av en flytendegjort naturgass, og en ekspander hvori den pumpede og oppvarmede flytendegjorte naturgass ekspanderes for å frembringe arbeid. Det er videre foretrukket at i det minste en andel av den ekspanderte gass mates inn i en metanfjerner som en strippegass for å frembringe en mager gass (i det minste delvis deplettert på etan) og et avmetanisert bunnprodukt, hvori den magre gass kan rekondenseres ved bruk av i det minste en del av kuldemengdeinnholdet av LNG. Metanfjernerens bunnprodukt kan så mates til en metanfjerner som produserer et etanprodukt og et flytendegjort petroleumsgassprodukt.

I tillegg eller alternativt tilveiebringes i det minste en del av reflukskonden-satorens arbeidsmengde i metanfjerneren og etanfjerneren ved kuldemengdeinnholdet av en andel av den flytendegjorte naturgass før varmekilden oppvarmer den flytende andel av den flytendegjorte naturgass, og/eller at en andre andel av den flytendegjorte naturgass (dampdelen) separeres i en metanfjerner til en mager gass og et avmetanisert bunnprodukt.

I forbindelse med de energiproduserende konfigurasjoner i figurene 4 og 5 skal det bemerkes at de samme betraktninger gjelder for de tilsvarende kompo nenter og operasjonsbetingelser som beskrevet i det foregående for anlegg ifølge figurene 1 til 3. Her avbilder fig. 4 en eksempelvis konfigurasjon hvori energi genereres og hvori C2og C3komponenter utvinnes, mens fig. 5 avbilder en eksempelvis konfigurasjon hvori energi genereres og hvori C3komponenter utvinnes.

I disse konfigurasjoner, etter at LNG er pumpet med pumpen 51 og oppvarmet i varmeveksleren 54 til en tofasestrøm, separeres LNG i en separator 151. Separatordampstrømmen 101 mates til den øvre seksjon av metanfjerneren 56, og en flytende separatorstrøm 102 pumpes ved hjelp av LNG trykkøkningspumpen 152 til fra omtrent 176 til omtrent 246 kg/cm<2>for å danne strømmen 103. Den trykksatte væske oppvarmes ved hjelp av en ekstern varmekilde i varmeveksleren 153 ved bruk av et varmemedium 99 som danner strømmen 104 ved fra omtrent 204 til omtrent 260 °C. Forskjellige varmekilder kan anvendes, inklusive spillvar-mekilder fra skorsteinsgass, prosesspillvarme, og omgivelsesvarme og/eller brennstoffyrt fyringsanlegg, og valget avhenger av tilgjengelighet og økonomi. Strømmen 104 blir så ekspandert i en ekspander 154 til strømmen 105 med et trykk på fra omtrent 28 til omtrent 35 kg/cm<2>under generering av omtrent 15000 hestekrefter HK som kan anvendes for å levere energibehovet i en regassifiseringsprosess som inkluderer pumpen 152 idet overskuddsenergien sendes ut for salg.

Ekspanderutløpsstrømmen 105 med temperatur fra omtrent 93 til omtrent 149 °C mates inn i metanfjerneren 56 som arbeider ved et trykk på fra omtrent 28 til omtrent 35 kg/cm<2>. Det skal spesielt bemerkes at strømmen 105 i det minste leverer en del om ikke hele den fraksjoneringsvarmemengde som kreves av metanfjerneren. Refluksarbeidet for metanfjerneren 56 tilveiebringes av innløps LNG strømmen 4, i varmeveksleren 54. Det skal spesielt bemerkes at slike refluks/strippekonfigurasjoner er uavhengige og krever typisk ikke noe ytterligere varmeforbruk. Om nødvendig kan en sidefraksjoneringsfordamper 57 eller bunn-fraksjonsfordamper 58 anvendes for å supplere varmekravet. Metanfjernerens topprodukt 8 rekondenseres i varmeveksleren 54, separeres i separatoren 59 med væsken pumpet av pumpen 69 for å danne strømmen 12, og hvor den magre LNG 14 (via 10 og 13) oppvarmes videre i varmeveksleren 65 og 62. Det skal innses at høyere ekspanderinnløpstrykk kan anvendes for å øke energiutbyttet og virk-ningsgraden. Der er imidlertid en økonomisk vekselvirkning mellom høyere ener- giutbytter og høyere utstyrsomkostninger. I de fleste tilfeller er høyere ekspander-trykk bare ønskelig hvor elektrisk energi kan selges til en pris.

I ytterligere aspekter av oppfinnelsesgjenstanden som er tatt i betraktning skal det også innses at et LNG anlegg også kan opereres i en etanutvinnings- eller etanrejeksjons (propanutvinnings) modus som avbildet i den eksempelvise anleggskonfigurasjon i fig. 6. Her kan etanutvinningen varieres fra omtrent 2 % til omtrent 80 % etter behov for å møte etanmarkedskravet. Betegnelsen "omtrent" hvor denne anvendes heri i forbindelse med tallangivelser refererer til +/- % av denne tallangivelse. Konfigurasjonen av en slik prosess er lignende konfigurasjonen i fig. 2 med noen variasjoner. Med henvisning til figurene 6 og 7 bør det således også bemerkes at de samme betraktninger gjelder for tilsvarende komponenter og driftsbetingelser som beskrevet i det foregående for anlegg ifølge fig. 2

I anlegg ifølge fig. 6 er det rike LNG oppvarmingssystem konfigurert i et eller flere oppvarmings- og separasjonstrinn før metanfjerneren 56. LNG strømmen 5 fra varmeveksleren 54 oppvarmes ved å bruke etanfjernerens refluks kondensa-torvarmeinnhold i varmeveksleren 65 og oppvarmes videre i varmeveksleren 55 ved å anvende en ekstern varmekilde 91 under dannelse av strømmen 6. Tofase-strømmen 6 blir så separert i separatoren 87 ved bruk av flashdampstrømmen 73 som sendes til den øvre seksjon av metanfjerneren 56 (via ventilen 86), og en væskestrøm 71 som mates til midtseksjonen av metanfjerneren som strøm 72 etter at væskestrømmen er oppvarmet ved hjelp av en ekstern varmekilde 99 i varmeveksleren 88. Generelt er operasjonen og betingelsene for metanfjerneren og etanfjerneren lignende de tilsvarende i anlegget i fig. 2, med den unntagelse at etanfjernerens topp C2 væskestrøm 26 pumpes ved hjelp av pumpen 89 til omtrent 91,4 kg/cm<2>eller rørledningstrykket i salgsproduktrørledningen. Mengden av etanproduksjon kan variere ved å avlede i det minste en del av overskudds-etanvæskestrømmen 75 via ventilen 90 for blanding med den magre LNG strøm 14 (og/eller rike LNG strøm 2, og/eller blanding av strømmene 2 og 14) under dannelse av strømmen 77, før oppvarming i den konvensjonelle LNG fordamper

62. Alternativt kan denne etanblandemetode anvendes for å produsere naturgass hvor en høyere varmeverdi er ønskelig for salget av rørledningssalgsgassen ved å øke etanstrømningsstrømmen 75. Ved å variere C2 strømningen ved bruk av av-ledningsventilen 90 kan derved varmeverdien av naturgass kontrolleres og meng den av etanproduksjon kan varieres for å møte anleggskravene, uansett varme-verdiene i de importerte LNG.

På lignende måte kan angjeldende LNG utvinningsanlegg også opereres for å produsere propan- og etan flytende produkt som kan pumpes og transporteres til fjerne lokaliteter via en rørledning for doserte mengder som vist i den eksempelvise anleggskonfigurasjon i fig. 7, lignende den tilsvarende i fig. 6 med noen variasjoner. Med hensyn til konfigurasjonene i fig. 7 skal det således bemerkes at de samme betraktninger gjelder for tilsvarende komponenter og operasjonsbetingelser som beskrevet i det foregående for anlegg ifølge fig. 6.

Her anvendes en enkelt rørledning for å transportere enten C2 eller C3+, i en alternativ modus til forskjellige rørledningssystemer eller industrielle seter og som videre inkluderer lagring, pumping og en rørledning for doserte mengder. Mest typisk er flytende produktlagringskapasiteter for en eller flere dager anordnet for å sikre stabil operasjon i C3+ produktlagringstanken 100 og C2 produktlagringstanken 101. Høytrykks flytende produktpumper 89 henholdsvis 102 anvendes for å pumpe C2 eller C3+ produktet til rørledningen 104 for LNG som opererer ved typisk 91,4 kg/cm<2>eller høyere trykk. Ved å anvende en enkelt rørledning for avle-vering av C2 og C3+ produktet i en modus for doserte mengder eliminerer behovet for to tilordnede C2 og C3+ rørledninger som signifikant reduserer de assosierte

rørledningsomkostninger.

Det bør derfor verdsettes at mange fordeler kan oppnås ved bruk av konfigurasjoner ifølge den foreliggende oppfinnelsesgjenstand. F.eks. tilveiebringer konfigurasjoner som er tatt i betraktning en høyeffektiv LNG energigenereringssyk-lus som kan koples med en oppvarmingskontrollenhet under anvendelse av frak-sjonering og rekondensasjon. Sett fra et ytterligere perspektiv skal det verdsettes at konfigurasjoner tatt i betraktning heri tillater at LNG regassifiseringsanlegg blir mindre avhengige av en ekstern energitilførsel, slik at de gjør slike konfigurasjoner enda mer økonomiske og fleksible mens de samtidig tilveiebringer evnen til behandling av LNG med forskjellige sammensetninger og varmeinnhold for å møte rørledningsspesifikasjoner.

Foretrukne konfigurasjoner er egnet som en påbygningsenhet for et nytt anlegg eller som en ettermonteringsinstallasjon for varmeverdikontroll av innløps LNG og produserer en mager LNG, LPG og etan. Ved å kontrollere andelen av LNG tilførselen og nivåene av propan- og etanfjerning kan en ønsket varmeverdi eller flytende produktstrøm opprettholdes. En hvilken som helst type av varmekilder for regassifisering er ansett egnet, men særlig foretrukne varmekilder inkluderer spillvarme fra energianlegg.

Det skal således innses at i noen av foretrukne anlegg opererer en metanfjerner og etanfjerner på en måte hvori metanfjerneren fjerner C2+ komponenter fra LNG ved bruk av varme fra en fraksjoneringsfordamper og/eller sidefraksjons-fordamper, og hvori i det minste en del av reflukskondenseringsarbeidet av metanfjerneren tilveiebringes av kuldemengdeinnholdet av den rike LNG. Videre kan kuldemengden for etanfjernerens toppkondensator tilveiebringes ved avkjølingen fra den magre LNG etter at den magre LNG er pumpet til rørledningstrykk. I et aspekt av oppfinnelsesgjenstanden avkjøles i det minste en andel av metanfjernerens topp-produkt, delvis kondenseres og separeres, og den separerte væske returneres til metanfjerneren som refluks med den magre separatorgass (helt eller delvis deplettert på etan), videre avkjølt og kondensert ved innløps LNG under dannelse av en flytende fase. Væskefasen pumpes deretter opp til rørlednings-trykk, leverer kuldemengdekravet for etanfjerneren, og oppvarmes deretter i konvensjonelle fordampere. Metanfjernerens bunnprodukt kan mates til en etanfjerner som produserer etandamp og/eller etan flytende produkt og et flytendegjort petroleumsgass LPG produkt, hvori i det minste i noen konfigurasjoner etanproduktet anvendes som et brennstoff i fordamperne eller anvendes som brennstoffgass i et energianlegg eller kan selges som et kjemisk råmateriale. I ytterligere foretrukne aspekter av anlegg som her er betraktet kan i det minste en del av refluks konden-satorens arbeid i etanfjerneren tilveiebringes av kuldemengdeinnholdet i en del av den flytendegjorte naturgass etter at metanfjernerens refluksseparatordamp er kondensert og pumpet opp til rørledningstrykk.

Alternativt, eller i tillegg, kan anlegg som her er tatt i betraktning inkludere en etanfjerner, hvori innløps LNG (rik gass) eller utløps LNG (mager gass) tilveiebringer reflukskondensatorarbeid for etanfjerneren før LNG oppvarmes for rørled-ningsspesifikasjon. I det minste i noen av slike anlegg kan metanfjerneren produsere et bunnprodukt som mates til etanfjerneren, hvori etanfjerneren produserer et flytendegjort petroleumsgass (C3+) og et etanprodukt, som da kan selges som pet-rokjemiråmateriale eller forbrennes som turbinbrennstoff i et kombinert syklus energianlegg. Hvor dette passer (f.eks. for å redusere sikkerhetsrisiko) tilveiebringes oppvarming av den første andel ved hjelp av et varmeoverføringsfluid (f.eks. en glykol-vannblanding) som overfører varme fra varmekilder, som f.eks. brennstoffyrt kjele, omgivelsenes luft, vannsirkuleringssystem, gassturbinens for-brenningsluft, dampturbinenes utløp, varmegjenvinningsenheten, og/eller skor-steinsgasstrømmen. Sett fra et forskjellig perspektiv vil anlegg som her er tatt i betraktning motta en flytende naturgasstilførsel som oppdeles i en første andel og en andre andel, hvori den første andel går inn i varmeverdikontrollseksjonen, og hvori den andre andel mates til fordamperen (mest foretrukket etter kombinasjon med den magre LNG).

I ytterligere anlegg som her er spesielt tatt i betraktning oppnås etanutvinning, etanrejeksjon, eller varierende nivåer av etanproduksjon ved å avlede i det minste en andel av det flytende etanprodukt fra etanfjernerens topp-produkt for blanding med den magre LNG før den oppvarmes i de konvensjonelle fordampere. En slik konfigurasjon tillater fleksibilitet av omkopling mellom etanutvinnings- til etanrejeksjons-modus, eller vice versa, som kan være nødvendig for å oppfylle varmeverdispesifikasjonen for salgsgassen eller å akkomodere endringer i etan markedsbehovet, mens hovedsakelig de samme prosessbetingelser opprettholdes i metanfjerneren og etanfjerneren for alle operasjoner. LNG utvinningsanlegg som her er tatt i betraktning kan også opereres til å produsere propan- og etanproduk-ter som kan transporteres til fjerne rørledningssystemer eller industristeder via en enkelt rørledning for doserte mengder som opererer i alternerende moduser. Anvendelsen av rørledningen for doserte mengder har eliminert behovet for to tilordnede rørledninger for C2 og C3+ produkter, noe som signifikant reduserer rørled-ningsomkostningene.

Eksempler

Eksempelvis beregning av komponenter i utvalgte strømmer

I en eksempelvis konfigurasjon hovedsakelig identisk med anleggskonfigu-rasjonen som vist i fig. 1 ble molfraksjonen av forskjellige komponenter av utvalgte strømmer beregnet, og resultatene er oppført i den følgende tabell 1. LPG er C3+ bunnfraksjonen av metanfjernerstrømmen 20, og rørledningsgassen er avbildet som strøm 16.

Spesifikke utførelser og anvendelser av LNG regassifiseringskonfigurasjo-ner og metoder er beskrevet. For de fagkyndige er det imidlertid selvfølgelig at mange modifikasjoner i tillegg til de som allerede er beskrevet er mulig uten å gå utenfor de oppfinneriske konsepter heri. Oppfinnelsesgjenstanden skal derfor ikke begrenses annet innenfor rammen av de etterfølgende patentkrav. Ved fortolkning av både beskrivelse og patentkrav skal videre alle betegnelser forstås i den videst mulige forstand i samsvar med sammenhengen. Spesielt skal betegnelsene "omfatter" og "omfattende" forstås som referering til elementer, komponenter eller trinn på en ikke-eksklusiv måte, som indikerer at de angjeldende elementer, komponenter eller trinn kan være til stede, eller anvendes, eller kombineres med andre elementer, komponenter som ikke er uttrykkelig angitt. Videre, hvor en definisjon eller bruk av en betegnelse i en referanse, som er innlemmet som referanse heri, ikke er i samsvar med eller i motsetning til definisjonen av denne betegnelse anvendt heri, gjelder definisjonen av betegnelsen anvendt heri og definisjonen av betegnelsen i nevnte henvisning gjelder ikke.

Claims

1. Flytende naturgass LNG behandlingsanlegg, karakterisert vedat det omfatter: en LNG kilde som er konfigurert til å tilveiebringe en første andel av LNG (3) og en andre andel av LNG (2), begge andeler har trykk over et behandlingstrykk; en trykkreduksjonsventil (53) som er koblet til LNG-kilden og konfigurert til å redusere trykket av den første andelen (3) til behandlingstrykket; en varmeveksler (54) som er konfigurert til å tillate kondensasjon av en mager damp (10) i en varmeverdikontrollseksjon ved å anvende kuldemengdeinnhold fra den første andelen ved behandlingstrykket (4) for derved danne en flytende mager LNG (13); hvori varmeverdikontrollseksjonen er konfigurert til å operere ved behandlingstrykket og til å motta den første andelen fra varmeveksleren, hvori varmeverdikontrollseksjonen er konfigurert til å fjerne tyngre komponenter i den første andelen for derved produsere den magre dampen; en pumpe (61) som er konfigurert til å motta og øke trykket til den flytende magre LNG (13) til et avleveringstrykk; og hvori anlegget videre er konfigurert til å tillate kombinasjon av den flytende magre LNG (13) med den andre andel av LNG (2) for å danne en rørledningsgass (16).

2. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 1, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en pumpe (51) som pumper i det minste en av første (3) og andre andeler (2) opp til et matetrykk.

3. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 2, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en metanfjerner (56) som mottar i det minste en del av den første andelen (3) ved et trykk lavere enn matetrykket.

4. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 1, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en metanfjerner som produserer et topprodukt (8), hvori en varmeveksler (54) avkjøler i det minste en del av topproduktet for derved å frembringe en refluksstrøm (8/9/11/12) for metanfjerneren og den magre dampen (10).

5. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 4, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en metanfjerner refluksseparator (59) som er konfigurert til å separere refluksstrømmen (8/9/11/12) fra den magre dampen (10).

6. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 1, karakterisert vedat anlegget er konfigurert til å kombinere den andre andel (2) og den magre LNG (13) ved rørledningstrykk for derved å danne rørledningsgassen (16).

7. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 1, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en etanfjerner (64) som mottar et bunnprodukt fra metanfjerneren (56) og som frembringer et C2 topprodukt (21) og et C3 bunnprodukt (20).

8. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 7, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en etanfjerner toppkondensator (65) som er konfigurert til å tilveiebringe kjøling til C2 topproduktet (21) ved bruk av kuldeverdiinnholdet av den første andel av LNG.

9. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 1, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en generator som drives av ekspansjon av en oppvarmet og trykksatt del av den første andel av LNG for derved å produsere energi.

10. LNG behandlingsanlegg,karakterisert vedat det omfatter en varmeveksler (54) konfigurert slik at i det minste en del av kuldeverdiinnholdet av LNG (4) som passerer gjennom varmeveksleren (54) tilveiebringer kjøling til en metanfjerner refluksstrøm (8/9/11/12) og tilveiebringer videre kondensasjonskulde for et metanfjerner reflukstrommel topprodukt (10) i en mengde som er effektiv for å kondensere metanfjerner reflukstrommel topproduktet for derved danne en flytende mager LNG (13), og hvori refluksstrømmen (12) og reflukstrommel topproduktet (10) produseres fra den LNG (4) som passerer gjennom varmeveksleren (54) og hvori anlegget videre er konfigurert til å produsere et rørledningsgass (16) fra en kombinasjon av det flytende magre LNG (13) og ubehandlet LNG (2).

11. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 10, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en metanfjerner (56), hvori metanfjerneren er koplet til varmeveksleren (54) slik at i det minste en del av den LNG som passerer gjennom varmeveksleren mates til metanfjerneren for derved å danne i det minste en av metanfjernerens refluksstrøm og et kondensert metanfjerner reflukstrommel topp-produkt.

12. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 10, karakterisert vedat en LNG som passerer gjennom varmeveksleren har et trykk på mellom 21,1 og 42,2 kg/cm<2>.

13. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 10, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en pumpe (60) som pumper det kondenserte metanfjerner reflukstrommel topprodukt til et avleveringstrykk.

14. LNG behandlingsanlegg ifølge krav 13, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en kombinasjonsenhet hvori det kondenserte metanfjerner reflukstrommel topprodukt ved avleveringstrykket kombineres med LNG.

15. Fremgangsmåte for behandling av LNG,karakterisert vedat den omfatter: tilveiebringelse av LNG (1) og pumping (via 51) av LNG til et matetrykk; oppdeling av LNG ved matetrykket i en første (3) og en andre andel (2); å redusere trykket av den første andel (3) til et separasjonstrykk og separere tyngre komponenter (7) fra den første andel ved separasjonstrykket for derved å danne en flytende mager LNG (13) ved å anvende kjølingskulde produsert ved å redusere trykket av den første andelen; den flytende magre LNG (13) pumpes opp (via 61) til et avleveringstrykk; og den flytende magre LNG (13) og den andre andel av LNG (2) kombineres for å danne en rørledningsgass (16).

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert vedat matetrykket er mellom omtrent 49,2 og 91,4 kg/cm<2>, separasjonstrykket er mellom omtrent 21,2 og 45,7kg/cm<2>, og hvor leveringstrykket er mellom omtrent 49,2 og 91,4 kg/cm<2>.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert vedat separasjonen av de tyngre komponenter fra den første andel utføres i en metanfjerner reflukstrommel (59) som frembringer et topprodukt fra metanfjerneren (56).

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, karakterisert vedat i det minste én andel av metanfjernerens reflukstrommel topprodukt kondenseres for derved å danne den magre LNG, og eventuelt hvori en ytterligere del av metanfjernerens topprodukt avkjøles for derved å danne en refluksstrøm for metanfjerneren.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert vedat separasjonen av de tyngre komponenter fra den første del utføres i en metanfjerner (56) og i en etanfjerner (64), hvori et bunnprodukt fra metanfjerneren mates til etanfjerneren.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert vedat etanrejeksjon eller forskjellige nivåer av etanutvinning gjennomføres ved å blande en del av det flytende etanprodukt fra et topprodukt fra etanfjerneren (64) med behandlet LNG fra en metanfjerner (56).