特開 2024-58647 ＮＧＬ回収による開ループ液化プロセス

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公開特許公報(A)

(11)【公開番号】P2024058647

(43)【公開日】2024-04-25

(54)【発明の名称】ＮＧＬ回収による開ループ液化プロセス

(51)【国際特許分類】

   F25J 3/02 20060101AFI20240418BHJP

   F25J 3/06 20060101ALI20240418BHJP

【ＦＩ】

F25J3/02 B

F25J3/06

【審査請求】有

【請求項の数】20

【出願形態】ＯＬ

【外国語出願】

(21)【出願番号】P 2023177331

(22)【出願日】2023-10-13

(31)【優先権主張番号】17/965,883

(32)【優先日】2022-10-14

(33)【優先権主張国・地域又は機関】US

(71)【出願人】

【識別番号】591035368

【氏名又は名称】エア プロダクツ アンド ケミカルズ インコーポレイテッド

【氏名又は名称原語表記】ＡＩＲ ＰＲＯＤＵＣＴＳ ＡＮＤ ＣＨＥＭＩＣＡＬＳ ＩＮＣＯＲＰＯＲＡＴＥＤ

(74)【代理人】

【識別番号】100099759

【弁理士】

【氏名又は名称】青木 篤

(74)【代理人】

【識別番号】100123582

【弁理士】

【氏名又は名称】三橋 真二

(74)【代理人】

【識別番号】100195213

【弁理士】

【氏名又は名称】木村 健治

(74)【代理人】

【識別番号】100202441

【弁理士】

【氏名又は名称】岩田 純

(72)【発明者】

【氏名】マーク ジュリアン ロバーツ

(72)【発明者】

【氏名】ラッセル ビー シュニッツァー

(72)【発明者】

【氏名】クリストファー マイケル オット

(72)【発明者】

【氏名】アンマリー オット ウェイスト

【テーマコード（参考）】

4D047

【Ｆターム（参考）】

4D047AA10

4D047AB08

4D047BA07

4D047BA08

4D047CA03

4D047CA16

4D047CA17

4D047DA01

4D047DA04

(57)【要約】

【課題】ＮＧＬ回収による開ループ液化プロセスを提供すること。
【解決手段】天然ガス供給流から液体天然ガスを除去し、液化天然ガス（ＬＮＧ）流及び液体天然ガス（ＮＧＬ）流を生成するように天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが本明細書に記載される。
【選択図】図１

【特許請求の範囲】

【請求項1】

天然ガス供給流から液体天然ガスを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法であって、
（ａ）天然ガス供給流を膨張及び／又は冷却し、前記流れを１つ以上の分離セクションを有する蒸留カラムに導入する工程であって、前記天然ガス供給流が、前記分離セクションのうちの少なくとも１つの下方で前記蒸留カラムに導入されている、導入する工程と、
（ｂ）前記蒸留カラムの底部から液体天然ガス流を取り出す工程と、
（ｃ）前記蒸留カラムの上部から天然ガス蒸気流を取り出す工程と、
（ｄ）１つ以上の熱交換器セクション内の前記天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流を加温し、得られた加温流を圧縮し、前記流れを組み合わせて、圧縮冷媒を形成する工程であって、前記天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流が、加温及び圧縮される前、加温及び圧縮される間、又は加温及び圧縮された後に組み合わされ得る、形成する工程と、
（ｅ）工程（ｄ）において加温されている前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮冷媒の少なくとも第１の部分を冷却して、第１の低温冷媒流を形成する工程と、
（ｆ）前記第１の低温冷媒流を膨張させ、前記流れを蒸気相及び液体相に分離して、前記液体相から第１の液化天然ガス流を、前記蒸気相から前記第１の膨張冷媒流を形成する工程と、
（ｇ）還流の流れを形成し、前記還流の流れを膨張させ、前記蒸留カラムの上部に導入して、前記蒸留カラムに還流を提供する工程であって、前記還流の流れが、前記第１の液化天然ガス流の一部分、工程（ｆ）において分離された前記液体相の一部分、工程（ｆ）において前記流れが分離される前に、前記流れから取り出された前記第１の低温冷媒流の一部分、工程（ｄ）において加温されている前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して冷却された前記圧縮冷媒の更なる部分、並びに／又は液化天然ガス流若しくは前記第１の液化天然ガス流から誘導された液化天然ガス生成物の一部分から形成される、提供する工程と、を含む、方法。

【請求項2】

工程（ａ）において、前記天然ガス供給流が、２つ以上の分離セクションを有する蒸留カラムに導入され、膨張した天然ガス供給流が、前記分離セクションのうちの少なくとも１つの下方、及び前記分離セクションのうちの少なくとも別の１つの上方で、前記蒸留カラムに導入されている、請求項１に記載の方法。

【請求項3】

前記方法が、
（ｈ）前記蒸留カラム底部の液体の一部分を再沸騰させることによって、前記蒸留カラムに沸上を提供する工程を更に含む、請求項２に記載の方法。

【請求項4】

工程（ａ）において、前記天然ガス供給流が、前記蒸留カラムに導入される前に膨張される、請求項１に記載の方法。

【請求項5】

工程（ａ）において、前記天然ガス供給流が、前記蒸留カラムに導入される前に、冷却され、次いで、膨張され、前記天然ガス供給流が、冷却された後、蒸気相及び液体相に分離され、前記蒸気相が、膨張され、前記カラムの少なくとも１つの分離セクションの下方の第１の場所において前記蒸留カラムに導入され、前記液体相が、膨張され、前記第１の場所の下方の第２の場所において前記蒸留カラムに導入され、前記第１の場所と第２の場所との間に少なくとも１つの分離セクションが存在する、請求項４に記載の方法。

【請求項6】

工程（ａ）において、前記天然ガス供給流が、前記蒸留カラムに導入される前に冷却され、前記天然ガス供給流の少なくとも一部分が、前記天然ガス蒸気流及び工程（ｄ）において加温されている前記第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して冷却されている、請求項１に記載の方法。

【請求項7】

工程（ｇ）において、前記還流の流れが、工程（ｆ）において分離された前記第１の液化天然ガス流の一部分及び／又は前記液体相の一部分から形成される、請求項１に記載の方法。

【請求項8】

前記第１の膨張冷媒流が、前記天然ガス蒸気流よりも低い温度で形成され、工程（ｅ）において、前記圧縮冷媒の前記少なくとも第１の部分が、前記天然ガスの蒸気流及び前記第１の膨張した冷媒流との間接熱交換を介して冷却され、次いで、前記第１の膨張した冷媒流との間接熱交換を介して更に冷却されて、前記第１の低温冷媒流を形成する、請求項１に記載の方法。

【請求項9】

工程（ｅ）が、工程（ｄ）において加温されている前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮冷媒の前記第１の部分及び前記圧縮冷媒の第２の部分を冷却して、それぞれ前記第１の低温冷媒流及び第２の低温冷媒流を形成することを含み、前記圧縮冷媒の前記第１及び第２の部分が、前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流に対して冷却されており、前記圧縮冷媒の前記第１の部分が、次いで、前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流に対して更に冷却されており、そのため前記第１の低温冷媒流が、前記第２の低温冷媒流よりも低い温度で形成され、
工程（ｆ）が、前記第１の低温冷媒流を膨張させることと、前記第２の低温冷媒流を膨張させることと、前記流れを組み合わせ、蒸気相及び液体相に分離して、前記液体相から前記第１の液化天然ガス流を、前記蒸気相から前記第１の膨張冷媒流を形成することと、を含む、請求項１に記載の方法。

【請求項10】

前記方法が、
（ｉ）前記圧縮冷媒の第３の部分を膨張させて、第２の膨張冷媒流を形成する工程であって、前記第２の膨張冷媒流が、前記第１の膨張冷媒流又は前記天然ガス蒸気流よりも高い温度で形成される、形成する工程を更に含み、
工程（ｄ）が、１つ以上の熱交換器セクション内の前記天然ガス蒸気流、前記第１の膨張冷媒流、及び前記第２の膨張冷媒流を加温することと、得られた加温流を圧縮することと、前記流れを組み合わせて、圧縮冷媒を形成することと、を含み、前記天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び第２の膨張冷媒流が、加温及び圧縮される前、加温及び圧縮される間、又は加温及び圧縮された後に組み合わされ得、
工程（ｅ）が、工程（ｄ）において加温されている前記天然ガス蒸気流、前記第１の膨張冷媒流、及び前記第２の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮冷媒の前記少なくとも第１の部分を冷却して、前記第１の低温冷媒流を形成することを含み、前記圧縮冷媒の前記少なくとも第１の部分が、前記天然ガス蒸気流、前記第１の膨張冷媒流、及び前記第２の膨張冷媒流に対して冷却され、その後、前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流に対して更に冷却される、請求項１に記載の方法。

【請求項11】

工程（ｅ）が、工程（ｄ）において加温されている前記天然ガス蒸気流、前記第１の膨張冷媒流、及び前記第２の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮冷媒の前記第１の部分及び前記圧縮冷媒の第２の部分を冷却して、それぞれ前記第１の低温冷媒流及び第２の低温冷媒流を形成することを含み、前記圧縮冷媒の前記第１及び第２の部分が、前記天然ガス蒸気流、前記第１の膨張冷媒流、及び前記第２の膨張冷媒流に対して冷却されており、前記圧縮冷媒の前記第１の部分が、次いで、前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流に対して更に冷却されており、そのため前記第１の低温冷媒流が、前記第２の低温冷媒流よりも低い温度で形成され、
工程（ｆ）が、前記第１の低温冷媒流を膨張させることと、前記第２の低温冷媒流を膨張させることと、前記流れを組み合わせ、蒸気相及び液体相に分離して、前記液体相から前記第１の液化天然ガス流を、前記蒸気相から前記第１の膨張冷媒流を形成することと、を含む、請求項１０に記載の方法。

【請求項12】

前記第２の低温冷媒流が、工程（ｄ）において前記天然ガス蒸気流及び／若しくは第１の膨張冷媒流の少なくとも一部分を圧縮するために使用される圧縮機部分を有する圧縮膨張器の膨張機部分において膨張され、並びに／又は
前記圧縮冷媒の前記第３の部分が、工程（ｄ）において前記天然ガス蒸気流及び／若しくは第１の膨張冷媒流の少なくとも一部分を圧縮するために使用される圧縮機部分を有する圧縮膨張器の膨張機部分において膨張される、請求項９に記載の方法。

【請求項13】

工程（ｆ）において、前記第１の低温冷媒流が、相分離器において蒸気相及び液体相に分離される、請求項１に記載の方法。

【請求項14】

前記方法が、
（ｊ）前記第１の液化天然ガス流の少なくとも一部分を更に冷却して、液化天然ガス生成物流を形成する工程を更に含む、請求項１に記載の方法。

【請求項15】

工程（ｊ）が、前記第１の液化天然ガス流の少なくとも一部分をフラッシュさせて、前記液化天然ガス生成物流及び１つ以上のフラッシュガス流を形成することを含む、請求項１４に記載の方法。

【請求項16】

前記方法が、
（ｋ）前記１つ以上のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記圧縮冷媒の第４の部分を冷却及び液化して、第２の液化天然ガス流又は液化天然ガス流のセットを形成する工程を更に含み、
工程（ｊ）が、前記第１の液化天然ガス流及び前記第２の液化天然ガス流又は液化天然ガス流のセットのうちの少なくとも一部分をフラッシュさせて、前記液化天然ガス生成物流及び前記１つ以上のフラッシュガス流を形成することを含む、請求項１５に記載の方法。

【請求項17】

前記方法が、
（ｌ）前記１つ以上のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記圧縮冷媒の第５の部分を冷却し、次いで、工程（ｅ）における前記圧縮冷媒の前記少なくとも第１の部分の前記冷却中に、前記圧縮冷媒の前記第５の部分を前記圧縮冷媒の前記第１の部分と組み合わせて、前記第１の低温冷媒流を形成する工程を更に含む、請求項１６に記載の方法。

【請求項18】

前記方法が、
（ｍ）前記１つ以上のフラッシュガス流を圧縮して、圧縮フラッシュガス流を形成する工程と、工程（ｄ）において加温されている前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮フラッシュガス流を冷却及び液化して、第３の液化天然ガス流を形成する工程と、を更に含み、
工程（ｊ）が、前記第１の液化天然ガス流及び前記第３の液化天然ガス流の前記少なくとも一部分をフラッシュさせて、前記液化天然ガス生成物流及び前記１つ以上のフラッシュガス流を形成することを含む、請求項１５に記載の方法。

【請求項19】

前記方法が、
（ｍ）前記１つ以上のフラッシュガス流を圧縮し、前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流と組み合わせて、前記圧縮冷媒を形成する工程を更に含む、請求項１５に記載の方法。

【請求項20】

天然ガス供給流から液体天然ガスを除去し、天然ガス供給流を液化するためのシステムであって、
天然ガス供給流を膨張及び／又は冷却して、膨張及び／又は冷却された天然ガス供給流を形成するように配置及び構成された１つ以上の膨張デバイス及び／又は熱交換器セクションと、
１つ以上の分離セクションを有する蒸留カラムであって、前記蒸留カラムが、前記膨張及び／又は冷却された天然ガス供給流を、前記分離セクションのうちの少なくとも１つの下方の前記蒸留カラムに受容することと、膨張及び／又は冷却された天然ガス供給流を、前記蒸留カラムの底部から取り出された液体天然ガス流及び前記蒸留カラムの上部から取り出された天然ガス蒸気流に分離することと、を行うように配置及び構成されている、蒸留カラムと、
前記天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流を受容し、加温することと、結果として生じる加温流を圧縮し、前記流れを組み合わせて、圧縮冷媒を形成することと、を行うように配置及び構成された１つ以上の導管、熱交換器セクション、及び圧縮段階であって、１つ以上の導管、熱交換器セクション、及び圧縮段階が、前記天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流が加温及び圧縮される前、加温及び圧縮される間、又は加温及び圧縮された後に組み合わされるように配置及び構成され得る、１つ以上の導管、熱交換器セクション、及び圧縮段階と、
前記圧縮冷媒の少なくとも第１の部分を前記１つ以上の熱交換器セクションに通過させて、前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮冷媒の前記少なくとも第１の部分を冷却して、第１の低温冷媒流を形成するように配置及び構成された１つ以上の導管と、
前記第１の低温冷媒流を膨張させ、前記流れを蒸気相及び液体相に分離して、前記液体相から第１の液化天然ガス流及び前記蒸気相から前記第１の膨張冷媒流を形成するための１つ以上の膨張及び分離デバイスと、
還流の流れを受容することと、前記還流の流れを膨張させ、前記還流の流れを前記蒸留カラムの上部に導入して、前記蒸留カラムに還流を提供することと、を行うように配置及び構成された１つ以上の導管及び膨張デバイスであって、前記還流の流れは、前記第１の液化天然ガス流の一部分、工程（ｆ）において分離された前記液体相の一部分、工程（ｆ）において前記流れが分離される前に、前記流れから取り出された前記第１の低温冷媒流の一部分、工程（ｄ）において加温されている前記天然ガス蒸気流及び前記第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して冷却された前記圧縮冷媒の更なる部分、並びに／又は液化天然ガス流若しくは前記第１の液化天然ガス流から誘導された液化天然ガス生成物の一部分から形成される、１つ以上の導管及び膨張デバイスと、を備える、システム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、天然ガス供給流から液体天然ガス（ＮＧＬ）を除去し、液化天然ガス（ＬＮＧ）流及び液体天然ガス（ＮＧＬ）流を生成するように天然ガス供給流を液化するための方法並びにシステムに関する。

【背景技術】

【0002】

天然ガスの液化前に、Ｃ６＋炭化水素（６個以上の炭素原子を有する炭化水素）及び芳香族化合物（例えば、ベンゼン、トルエン、エチルベンゼン及びキシレン）などの重炭化水素（本明細書において「ＨＨＣ」とも称される）を天然ガスから除去することは、多くの場合、天然ガスを液化するために使用される熱交換器におけるこれらの成分の凍結を回避するために望ましい。当該技術分野において液体天然ガス（又は「ＮＧＬ」）とも称されるＣ２～Ｃ５＋炭化水素（２～５個以上の炭素原子を有する炭化水素）もまた、典型的には、比較的高い市場価値を有するため天然ガスから分離される。

【0003】

従来、豊富な天然ガス供給流（当該成分が豊富な天然ガス供給流）からＮＧＬ（及びＨＨＣ）を除去することは、低～中圧で動作するスタンドアロンのフロントエンドＮＧＬ抽出の使用を伴っていた。次いで、追加の装置が、天然ガスを効率的に液化するため、供給圧力を増加させることに必要とされる。

【0004】

米国特許出願第ＵＳ２０１８／０１８０３５４（Ａ１）号は、冷媒圧縮機から出る圧縮冷媒流が、第１及び第２の部分に分割される、天然ガスを液化するための方法及びシステムを描写する。圧縮冷媒の第１の部分は、当該天然ガス供給流が、次いで予冷却器内で予冷却され、膨張機内で膨張され、相分離器（又は脱メタナイザーカラムの上部）に導入される前に、天然ガス供給流と組み合わされ、そこで蒸気及び液体留分に分離され、蒸気留分は、冷媒圧縮機に送られる前に相分離器から取り出され、第１の熱交換器内で加温されている。冷媒流の第２の部分は、第３及び第４の部分に更に分割される前に、第１の熱交換器セクションにおいて冷却され、第３の部分は、ＬＮＧ生成物を提供するために第２の熱交換器内で更に冷却及び液化されており、第４の部分は、膨張機内で膨張され、相分離器内で蒸気及び液体留分に分離されており、蒸気留分は、相分離器から取り出され、第２の熱交換器内で温められ、次いで、冷媒圧縮機に送られる前に第１の熱交換器内で更に温められる。

【発明の概要】

【0005】

本明細書に開示されるのは、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムであり、フロントエンド液体天然ガス（ＮＧＬ）ユニットは、開ループ冷却サイクルを使用する天然ガス液化ユニットと一体化される。本明細書に開示される一体化されたアプローチは、供給圧縮機器の必要性を除去する一方で、スタンドアロンのフロントエンドＮＧＬユニットを使用して達成可能なものと同様のレベルの液体天然ガス回収及び芳香族化合物抽出を依然として達成することができる。開ループ冷却サイクルはまた、（開ループ冷媒サイクルでは、供給は、冷媒の連続供給源として機能するため）液化ユニット内の冷媒貯蔵及び注入に関連する機器、配管、及び計器の必要性を除去する。かかる機器の削減及び運用の複雑さは、資本コストの削減及び運用効率の増加につながる。

【0006】

本発明に従う方法及びシステムのいくつかの好ましい態様が、以下に概説される。

【0007】

態様１：天然ガス供給流から液体天然ガスを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法であって、
（ａ）天然ガス供給流を膨張及び／又は冷却し、当該流れを１つ以上の分離セクションを有する蒸留カラムに導入する工程であって、天然ガス供給流が、当該分離セクションのうちの少なくとも１つの下方で蒸留カラムに導入されている、導入する工程と、
（ｂ）蒸留カラムの底部から液体天然ガス流を引き出す工程と、
（ｃ）蒸留カラムの上部から天然ガス蒸気流を引き出す工程と、
（ｄ）１つ以上の熱交換器セクション内の天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流を加温し、得られた加温流を圧縮し、当該流れを組み合わせて、圧縮冷媒を形成する工程であって、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流は、加温及び圧縮される前、加温及び圧縮される間、又は加温及び圧縮された後に組み合わされ得る、形成する工程と、
（ｅ）工程（ｄ）において加温されている天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮冷媒の少なくとも第１の部分を冷却して、第１の低温冷媒流を形成する工程と、
（ｆ）第１の低温冷媒流を膨張させ、当該流れを蒸気相及び液体相に分離して、液体相から第１の液化天然ガス流を、蒸気相から第１の膨張冷媒流を形成する工程と、
（ｇ）還流の流れを形成し、還流の流れを膨張させ、蒸留カラムの上部に導入して、蒸留カラムに還流を提供する工程であって、還流の流れは、第１の液化天然ガス流の一部分、工程（ｆ）において分離された液体相の一部分、工程（ｆ）において当該流れが分離される前に、当該流れから取り出された第１の低温冷媒流の一部分、工程（ｄ）において加温されている天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して冷却された圧縮冷媒の更なる部分、並びに／又は液化天然ガス流若しくは第１の液化天然ガス流から誘導された液化天然ガス生成物の一部分から形成される、提供する工程と、を含む、方法。

【0008】

態様２：工程（ａ）において、天然ガス供給流が、２つ以上の分離セクションを有する蒸留カラムに導入され、膨張した天然ガス供給流が、当該分離セクションのうちの少なくとも１つの下方、及び当該分離セクションのうちの少なくとも別の１つの上方で蒸留カラムに導入されている、態様１に記載の方法。

【0009】

態様３：方法が、
（ｈ）蒸留カラム底部の液体の一部分を再沸騰させることによって、蒸留カラムに沸上を提供する工程を更に含む、態様２に記載の方法。

【0010】

態様４：工程（ａ）において、天然ガス供給流が、蒸留カラムに導入される前に膨張される、態様１～３のいずれか１つに記載の方法。

【0011】

態様５：工程（ａ）において、天然ガス供給流が、蒸留カラムに導入される前に、冷却され、次いで、膨張され、天然ガス供給流が冷却された後、蒸気相及び液体相に分離され、蒸気相は、膨張され、カラムの少なくとも１つの分離セクションの下方の第１の場所において蒸留カラムに導入され、液体相は、膨張され、第１の場所の下方の第２の場所において蒸留カラムに導入され、第１の場所と第２の場所との間に少なくとも１つの分離セクションが存在する、態様４に記載の方法。

【0012】

態様６：工程（ａ）において、天然ガス供給流が、蒸留カラムに導入される前に冷却され、天然ガス供給流の少なくとも一部分が、天然ガス蒸気流及び工程（ｄ）において加温されている第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して冷却されている、態様１～５のいずれか１つに記載の方法。

【0013】

態様７：工程（ｇ）において、還流の流れが、工程（ｆ）において分離された第１の液化天然ガス流の一部分及び／又は液体相の一部分から形成される、態様１～６のいずれか１つに記載の方法。

【0014】

態様８：第１の膨張冷媒流が、天然ガスの蒸気流よりも低い温度で形成され、工程（ｅ）において、圧縮冷媒の少なくとも第１の部分が、天然ガスの蒸気流及び第１の膨張した冷媒流との間接熱交換を介して冷却され、次いで、第１の膨張した冷媒流との間接熱交換を介して更に冷却されて、第１の低温冷媒流を形成する、態様１～７のいずれか１つに記載の方法。

【0015】

態様９：工程（ｅ）が、工程（ｄ）において加温されている天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮冷媒の第１の部分及び圧縮冷媒の第２の部分を冷却して、それぞれ第１の低温冷媒流及び第２の低温冷媒流を形成することを含み、圧縮冷媒の第１及び第２の部分が、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流に対して冷却されており、圧縮冷媒の第１の部分は、次いで、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流に対して更に冷却されており、そのため第１の低温冷媒流が、第２の低温冷媒流よりも低い温度で形成され、
工程（ｆ）が、第１の低温冷媒流を膨張させることと、第２の低温冷媒流を膨張させることと、当該流れを組み合わせ、蒸気相及び液体相に分離して、液体相から第１の液化天然ガス流を、蒸気相から第１の膨張冷媒流を形成することと、を含む、態様１～８のいずれか１つに記載の方法。

【0016】

態様１０：方法が、
（ｉ）圧縮冷媒の第３の部分を膨張させて、第２の膨張冷媒流を形成する工程であって、第２の膨張冷媒流が、第１の膨張冷媒流又は天然ガス蒸気流よりも高い温度で形成される、形成する工程を更に含み、
工程（ｄ）が、１つ以上の熱交換器セクション内の天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び第２の膨張冷媒流を加温することと、得られた加温流を圧縮することと、当該流れを組み合わせて、圧縮冷媒を形成することと、を含み、天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び第２の膨張冷媒流は、加温及び圧縮される前、加温及び圧縮される間、又は加温及び圧縮された後に組み合わされ得、
工程（ｅ）が、工程（ｄ）において加温されている天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び第２の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮冷媒の少なくとも第１の部分を冷却して、第１の低温冷媒流を形成することを含み、圧縮冷媒の少なくとも第１の部分が、天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び第２の膨張冷媒流に対して冷却され、その後、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流に対して更に冷却される、態様１～９のいずれか１つに記載の方法。

【0017】

態様１１：工程（ｅ）が、工程（ｄ）において加温されている天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び第２の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮冷媒の第１の部分及び圧縮冷媒の第２の部分を冷却して、それぞれ第１の低温冷媒流及び第２の低温冷媒流を形成することを含み、圧縮冷媒の第１及び第２の部分が、天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び第２の膨張冷媒流に対して冷却されており、圧縮冷媒の第１の部分が、次いで、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流に対して更に冷却されており、そのため第１の低温冷媒流が、第２の低温冷媒流よりも低い温度で形成され、
工程（ｆ）が、第１の低温冷媒流を膨張させることと、第２の低温冷媒流を膨張させることと、当該流れを組み合わせ、蒸気相及び液体相に分離して、液体から第１の液化天然ガス流を、蒸気相から第１の膨張冷媒流を形成することと、を含む、態様１０に記載の方法。

【0018】

態様１２：第２の低温冷媒流が、工程（ｄ）において天然ガス蒸気流及び／若しくは第１の膨張冷媒流の少なくとも一部分を圧縮するために使用される圧縮機部分を有する圧縮膨張器の膨張機部分において膨張され、並びに／又は
圧縮冷媒の第３の部分が、工程（ｄ）において天然ガス蒸気流及び／若しくは第１の膨張冷媒流の少なくとも一部分を圧縮するために使用される圧縮機部分を有する圧縮膨張器の膨張機部分において膨張される、態様９～１１のいずれか１つに記載の方法。

【0019】

態様１３：工程（ｆ）において、第１の低温冷媒流が、相分離器において蒸気相及び液体相に分離される、態様１～１２のいずれか１つに記載の方法。

【0020】

態様１４：方法が、
（ｊ）第１の液化天然ガス流の少なくとも一部分を更に冷却して、液化天然ガス生成物流を形成する工程を更に含む、態様１～１３のいずれか１つに記載の方法。

【0021】

態様１５：工程（ｊ）が、第１の液化天然ガス流の少なくとも一部分をフラッシュさせて、液化天然ガス生成物流及び１つ以上のフラッシュガス流を形成することを含む、態様１４に記載の方法。

【0022】

態様１６：方法が、
（ｋ）１つ以上のフラッシュガス流との間接熱交換を介して圧縮冷媒の第４の部分を冷却及び液化して、第２の液化天然ガス流又は液化天然ガス流のセットを形成する工程を更に含み、
工程（ｊ）が、第１の液化天然ガス流及び第２の液化天然ガス流又は液化天然ガス流のセットのうちの少なくとも一部分をフラッシュさせて、液化天然ガス生成物流及び１つ以上のフラッシュガス流を形成することを含む、態様１５に記載の方法。

【0023】

態様１７：方法が、
（ｌ）１つ以上のフラッシュガス流との間接熱交換を介して圧縮冷媒の第５の部分を冷却し、次いで、工程（ｅ）における圧縮冷媒の少なくとも第１の部分の冷却中に、圧縮冷媒の第５の部分を圧縮冷媒の第１の部分と組み合わせて、第１の低温冷媒流を形成する工程を更に含む、態様１６に記載の方法。

【0024】

態様１８：方法が、
（ｍ）１つ以上のフラッシュガス流を圧縮して、圧縮フラッシュガス流を形成する工程と、工程（ｄ）において加温されている天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮フラッシュガス流を冷却及び液化して、第３の液化天然ガス流を形成する工程と、を更に含み、
工程（ｊ）が、第１の液化天然ガス流及び第３の液化天然ガス流の少なくとも一部分をフラッシュさせて、液化天然ガス生成物流及び１つ以上のフラッシュガス流を形成することを含む、態様１５～１７のいずれか１つに記載の方法。

【0025】

態様１９：方法が、
（ｍ）１つ以上のフラッシュガス流を圧縮し、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流と組み合わせて、圧縮冷媒を形成する工程を更に含む、態様１５～１７のいずれか１つに記載の方法。

【0026】

態様２０：天然ガス供給流から液体天然ガスを除去し、天然ガス供給流を液化するためのシステムであって、システムが、
天然ガス供給流を膨張及び／又は冷却して、膨張及び／又は冷却された天然ガス供給流を形成するように配置及び構成された１つ以上の膨張デバイス及び／又は熱交換器セクションと、
１つ以上の分離セクションを有する蒸留カラムであって、蒸留カラムが、膨張及び／又は冷却された天然ガス供給流を、当該分離セクションのうちの少なくとも１つの下方の蒸留カラムに受容することと、膨張及び／又は冷却された天然ガス供給流を、蒸留カラムの底部から抽出された液体天然ガス流及び蒸留カラムの上部から抽出された天然ガス蒸気流に分離することと、を行うように配置及び構成されている、蒸留カラムと、
天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流を受容し、加温することと、結果として生じる加温流を圧縮し、当該流れを組み合わせて、圧縮冷媒を形成することと、を行うように配置及び構成された１つ以上の導管、熱交換器セクション、及び圧縮段階であって、１つ以上の導管、熱交換器セクション、及び圧縮段階が、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流が加温及び圧縮される前、加温及び圧縮される間、又は加温及び圧縮された後に組み合わされるように配置及び構成され得る、１つ以上の導管、熱交換器セクション、及び圧縮段階と、
圧縮冷媒の少なくとも第１の部分を１つ以上の熱交換器セクションに通過させて、天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮冷媒の少なくとも第１の部分を冷却して、第１の低温冷媒流を形成するように配置及び構成された１つ以上の導管と、
第１の低温冷媒流を膨張させ、当該流れを蒸気相及び液体相に分離して、液体相から第１の液化天然ガス流を、蒸気相から第１の膨張冷媒流を形成するための１つ以上の膨張及び分離デバイスと、
還流の流れを受容することと、還流の流れを膨張させ、還流の流れを蒸留カラムの上部に導入して、蒸留カラムに還流を提供することと、を行うように配置及び構成された１つ以上の導管及び膨張デバイスであって、還流の流れは、第１の液化天然ガス流の一部分、工程（ｆ）において分離された液体相の一部分、工程（ｆ）において当該流れが分離される前に、当該流れから取り出された第１の低温冷媒流の一部分、工程（ｄ）において加温されている天然ガス蒸気流及び第１の膨張冷媒流との間接熱交換を介して冷却された圧縮冷媒の更なる部分、並びに／又は液化天然ガス流若しくは第１の液化天然ガス流から誘導された液化天然ガス生成物の一部分から形成される、１つ以上の導管及び膨張デバイスと、を備える。

【図面の簡単な説明】

【0027】

【図1】図１は、本発明の第１の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【0028】

【図1A】図１Ａは、図１の方法及びシステムにおいて使用することに好適なコイル巻き熱交換器ユニットを描写する概略フロー図である。

【0029】

【図1B】図１Ｂは、図１の方法及びシステムにおける使用に好適な一体型熱交換器及び相分離器ユニットを描写する概略フロー図である。

【0030】

【図1C】図１Ｃは、図１の方法及びシステムにおける使用に好適なフラッシュガス圧縮機の配置を描写する概略フロー図である。

【0031】

【図1D】図１Ｄは、図１の方法及びシステムにおける使用に好適な別のフラッシュガス圧縮機の配置を描写する概略フロー図である。

【0032】

【図2】図２は、本発明の第２の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【0033】

【図3】図３は、本発明の第３の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【0034】

【図4】図４は、本発明の第４の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【0035】

【図5】図５は、本発明の第５の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【0036】

【図6】図６は、本発明の第６の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【0037】

【図7】図７は、本発明の第７の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【0038】

【図8】図８は、本発明の第８の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

【発明を実施するための形態】

【0039】

ＬＮＧ流及びＮＧＬ流を生成するために、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが本明細書において説明される。

【0040】

本明細書において使用される際、別様に示されない限り、「ａ」及び「ａｎ」という冠詞は、本明細書及び特許請求の範囲内に記載される本発明の実施形態における任意の特徴に適用される場合、１つ以上を意味する。「ａ」及び「ａｎ」の使用は、かかる制限が具体的に明記されない限り、単一の特徴に意味を限定しない。単数形若しくは複数形の名詞又は名詞句に先行する「ｔｈｅ」という冠詞は、特定の指定された特徴又は複数の特定の指定された特徴を示し、それが使用される文脈に応じて単数形又は複数形の含意を有し得る。

【0041】

文字が本明細書において、方法の列挙された工程（例えば、（ａ）、（ｂ）、及び（ｃ））を識別するために使用される場合、これらの文字は、単に方法工程を参照することを補助するために使用され、かかる順序が具体的に列挙されている場合を除き、及びかかる順序が具体的に列挙されている限りにおいてのみ、特許請求される工程が実施される具体的な順序を示すことを意図するものではない。

【0042】

方法又はシステムの列挙された特徴を識別するために本明細書において使用される場合、「第１の」、「第２の」、「第３の」などの用語は、問題の特徴を参照し、区別することを補助するためにのみ使用され、かかる順序が具体的に列挙されている場合を除き、及びかかる順序が具体的に列挙されている限りにおいてのみ、特徴の任意の具体的な順序を示すことを意図するものではない。

【0043】

本明細書において使用される際、「天然ガス」という用語は、合成天然ガス及び／又は代替天然ガスも包含する。天然ガスの主な成分は、メタンである（典型的には、供給流の少なくとも８５モル％、より多くの場合、少なくとも９０モル％、及び平均で約９５モル％を含む）。より少ない量で存在し得る生の天然ガスの他の典型的な成分には、窒素、ヘリウム、及び水素などの１つ以上の「軽い成分」（すなわち、メタンよりも低い沸点を有する成分）、並びに／又は二酸化炭素及び他の酸性ガス、水分、水銀、及びエタン、プロパン、ブタン、ペンタンなどのより重い炭化水素などの１つ以上の「重い成分」（すなわち、メタンよりも高い沸点を有する成分）が挙げられる。しかしながら、液化される前に、生の天然ガス供給流は、天然ガスが冷却及び液化される熱交換器セクションにおける凍結又は他の動作上の問題を回避するために必要とされるレベルまで存在し得るいずれの重い成分のレベルを低減させるために、必要に応じて処理される。

【0044】

本明細書において使用される際、「液化天然ガス」という用語は、液体相中にある天然ガス、又はその臨界点を上回る温度及び圧力にある天然ガス（すなわち、超臨界流体）に関連して、その臨界点密度よりも大きい密度にある天然ガスを指す。同様に、天然ガスの「液化」への言及は、天然ガスの蒸気から液体への（すなわち、ガス状相から液体相への）変換（典型的には冷却による）、又はその臨界点を上回る温度及び圧力にある天然ガスに関連して、天然ガスの密度をその臨界点密度よりも大きい密度に増加させる（典型的には冷却による）行為を指す。

【0045】

本明細書において使用される際、「間接熱交換」という用語は、２つの流体が何らかの形態の物理的バリアによって互いに分離した状態に保たれる２つの流体間の熱交換を指す。

【0046】

本明細書において使用される際、「熱交換器セクション」という用語は、熱交換器セクションの低温側を通って流れる流体の１つ以上の流れと、熱交換器セクションの加温側を通って流れる流体の１つ以上の流れとの間で間接熱交換が行われているユニット又はユニットの一部を指し、低温側を通って流れる流体の流れは、それによって加温され、加温側を流れる流体の流れは、それによって冷却される（「加温側」及び「低温側」という用語は、純粋に相対的である）。別様に示されない限り、熱交換器セクションは、限定されるものではないが、シェル及びチューブの熱交換器セクション、コイル巻き、又はプレート及びフィンタイプの熱交換器などの、任意の好適なタイプの熱交換器セクションであり得る。

【0047】

本明細書において使用される際、「コイル巻き熱交換器」及び「コイル巻き熱交換器ユニット」という用語は、シェルケーシング内に封入された１つ以上のチューブバンドルを含む、当該技術分野で既知のタイプの熱交換器を指す。「コイル巻き熱交換器セクション」は、１つ以上の当該チューブバンドル、当該バンドルの「チューブ側」、すなわち、典型的には、該セクションの加温側を表し、セクションを通る１つ以上の通路（又はチューブ回路とも称される）を画定する、バンドル内のチューブの内部、及び当該バンドルの「シェル側」、すなわち、典型的には、当該セクションの低温側を表し、セクションを通る単一の通路を画定する、シェルケーシングの内部とチューブの外部との間で、シェルケーシングの内部とチューブの外部によって確定される空間を備える。シェル側は、チューブ側よりもはるかに低い流量抵抗を提供し、チューブ側よりもはるかに大きい圧力降下を可能にし、シェル側を通過する低温冷媒の膨張した流れをはるかに効果的効率的にするため、シェル側は、略常にセクションの低温側として使用され、冷媒は、シェル側を通過するセクションに冷却デューティを提供する。コイル巻き熱交換器は、その堅牢性、安全性、及び熱伝達効率で知られるコンパクトな設計の熱交換器であり、そのため、それらの設置面積に対して非常に効率的なレベルの熱交換を提供するという利点を有する。しかしながら、シェル側は、熱交換器セクションを通る単一の通路のみを画定するため、コイル巻き熱交換器セクションのシェル側では、当該熱交換器セクションのシェル側において混合される冷媒の当該流れなしで、２つ以上の冷媒の流れを使用することはできない。

【0048】

本明細書において使用される際、「フラッシュ」（当該技術分野では「フラッシュ蒸発」とも称される）という用語は、液体（又は超臨界若しくは二相）流の圧力を低減させて、流れを冷却し、液体の一部を蒸発させ、蒸気及び液体のより低温で、より低い圧力の二相混合物をもたらすプロセスを指し、この混合物中に存在する蒸気はまた、「フラッシュガス」とも称されている。本明細書において使用される際、「フラッシュ及び分離」という語句は、流れをフラッシュさせ、フラッシュガスを残りの液体から分離するプロセスを指す。

【0049】

本明細書において使用される際、「冷媒のガス状流」及び「ガス状冷媒流」という語句は、実質的に全て、より好ましくは、全ての流れが蒸気（すなわち、ガス状相にある）である冷媒の流れを指す。好ましくは、流れは、少なくとも８０モル％の蒸気である（すなわち、少なくとも０．８の蒸気留分を有する）。より好ましくは、流れは、少なくとも９０モル％、少なくとも９５モル％、又は少なくとも９９モル％の蒸気である。

【0050】

本明細書において使用される際、「膨張デバイス」という用語は、膨張し、それによって流体の圧力を低下させることに好適な任意のデバイス又はデバイスの集合を指す。流体を膨張させるための好適なタイプの膨張デバイスには、流体が膨張され、それによって流体の圧力及び温度が実質的に等エントロピー様式で（すなわち、ワークを生成する様式で）低下する、膨張機（すなわち、ターボ膨張機）又は液圧タービンなどの「等エントロピー」膨張デバイス、並びに流体が膨張され、それによって流体の圧力及び温度が、ワークを生成することなく低下する、バルブ又は他のスロットルデバイスなどの「等エンタルピー」膨張デバイスが挙げられる。

【0051】

本明細書において使用される際、「分離デバイス」という用語は、二相（蒸気及び液体）流又は混合物を別々の蒸気（ガス）及び液体流に分離するために好適な任意のデバイス又はデバイスの集合を指す。分離デバイスの例としては、相分離器及び蒸留カラムが挙げられる。

【0052】

本明細書において使用される際、「蒸留カラム」という用語は、１つ以上の分離セクションを包含するカラムを指し、各分離セクションは、接触を増加させ、そのためカラム内の上向きの上昇蒸気と下向きに流れる液体との間の質量移動を増強する１つ以上の分離段階（パッキン又はトレイなどのデバイスで構成される）で構成され、そのため、カラムから出る液体及び蒸気流が平衡状態にない（上向きに上昇する蒸気中で、より高い揮発性成分の濃度が増加し、下向きに流れる液体中で、より低い揮発性成分の濃度が増加する）。「オーバーヘッド蒸気」という用語は、カラムの上部において集合する蒸気を指す。「底部液体」という用語は、カラムの底部に集合する液体を指す。カラムの「上部」は、分離セクションの上方（すなわち、最上部の分離段階又はその上）のカラムの部分を指す。カラムの「下部」は、分離セクションの下（すなわち、最底部の分離段階又はその下）のカラムの部分を指す。カラムの「中間場所」は、２つの分離セクションの間の、カラムの上部と底部との間の場所を指す。「還流」という用語は、カラムの上部から下向きに流れる液体の源を指す。「沸上」という用語は、典型的には、底部液体の一部分を沸騰させる（「再沸騰」）ことによって生成される、カラムの底部から上向きに上昇する蒸気の源を指す。

【0053】

「相分離器」という用語は、二相流がその構成成分の蒸気及び液体相に分離することができるドラム又は他の形態の容器を指し、容器から出る液体及び蒸気流は平衡状態にある（相分離器内に分離段階は存在しない）。

【0054】

例として、本発明の様々な例示的な実施形態を、図面を参照して説明する。図では、１つの特徴が２つ以上の図に共通である場合、その特徴は、同じ参照番号が割り当てられている。特徴が図面に示されている他の実施形態とは異なるものとして具体的に説明されない限り、その特徴は、それが説明されている実施形態において対応する特徴と同じ構造及び機能を有すると想定することができる。更に、後述の実施形態では、その特徴が異なる構造又は機能を持たない場合、明細書において具体的に言及されていない場合がある。

【0055】

図１を参照すると、本発明の第１の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。

【0056】

ＮＧＬ及びＨＨＣ（芳香族化合物を含む）の混合物も包含し、典型的には、周囲温度及び高圧、典型的には、５０～１００バラ、より好ましくは、７０～９５バラにおける天然ガス供給流１００は、前処理セクション１０１に送られる。天然ガス供給の組成に応じて、前処理セクション１０１における天然ガス供給流１００の前処理は、Ｈ₂Ｓ及びＣＯ₂を除去するための酸性ガス除去ユニット、水を除去するための脱水ユニット、及び／又は水銀除去ユニットにおいて天然ガス供給流を処理することを含むことができる。

【0057】

次いで、前処理セクション１０１を出る前処理された天然ガス供給流１０２は、天然ガス供給流の少なくとも一部分を主熱交換器の第１の熱交換器セクション１０６Ａの加温側を通過させることによって予冷却され、天然ガス供給流の当該少なくとも一部分は、第１の熱交換器セクション１０６Ａの低温側を通過する組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒、及び第２の膨張冷媒流１５２（以下でより詳細に説明する）との間接熱交換を介して予冷却される。例解される実施形態では、これは、前処理セクション１０１を出る前処理された天然ガス供給流１０２を、２つの流れ、すなわち、第１の熱交換器セクション１０６Ａをバイパスする前処理された天然ガス供給流１０２の流量の２０～６０％、より好ましくは、３０～５０％からなるバイパス流１０８と、第１の熱交換器セクション１０６Ａの加温側の回路（すなわち、１つ以上の通路）を通過し、予冷却された供給流１０７から－４０℃～－２０℃、より好ましくは、－３５℃～－２５℃の温度で冷却され、次いでバイパス流１０８と再度組み合わされ、高圧（ＨＰ）相分離器１１０に導入される前処理された天然ガス供給流１０２の残りの流量からなる供給流１０４と、に分割することによって行われる。

【0058】

ＨＰ相分離器１１０は、５０～１００バラ、より好ましくは、７０～９５バラの圧力で動作する。ＨＰ相分離器１１０では、前処理及び予冷却された天然ガス供給流は、蒸気相及び液体相に分離される。天然ガス供給流の蒸気相は、流れ１１１としてＨＰ相分離器１１０から取り出され、第１の膨張機１１２Ａ内で膨張して、膨張した流れ１１４を形成し、これは、カラムの分離セクション１１７Ａの下方、及びカラムの分離セクション１１７Ｂの上方のカラムの第１の中間場所において蒸留カラム１１７に導入される。天然ガス供給流の液体相は、流れ１１５としてＨＰ相分離器１１０から取り出され、Ｊ－Ｔバルブを横切って膨張され、カラムの分離セクション１１７Ｂの下方（したがって、このセクションは、第１の中間場所と第２の中間場所との間に位置決めされる）及びカラムの分離セクション１１７Ｃの上方の第２の中間場所において蒸留カラム１１７に導入される。

【0059】

蒸留カラム１１７は、好ましくは、２０～４０バラ、より好ましくは、２５～３０バラの圧力で動作する。蒸留カラム１１７への還流は、Ｊ－Ｔバルブを横切って膨張され、分離セクション１１７Ａの上方の蒸留カラム１１７の上部に導入される還流の流れ１６２（以下でより詳細に説明する）によって提供される。蒸留カラム１１７のための沸上は、再沸器１１８内の蒸留カラム底部の液体の一部分を再沸騰させることによって提供される。再沸器１１８内の底部液体の一部分を再沸騰させるための加熱デューティは、蒸気の流れ、又は底部液体の一部分との間接熱交換を介して再沸器内を通過し、冷却される別の熱伝達流体によって提供され得る。代替的な実施形態では、特定の供給組成で、再沸器１１８は、底部液体の一部分が熱交換器セクション１０６Ａの低温側の回路（すなわち、１つ以上の通路）を通過して加温され、底部液体の一部分を再沸騰させるための加熱デューティは、この場合、第１の熱交換器セクション１０６Ａの加温側を通過する１つ以上の流れによって提供される状態で、第１の熱交換器セクション１０６Ａと一体化され得る。更に別の実施形態では、再沸器１１８は、加温プロセス流を蒸留カラム１１７の底部に注入することによって、置換されるか又は補充することができる。

【0060】

蒸留カラム１１７内では、天然ガス供給流（すなわち、流れ１１４及び１１５）からの上向きに上昇する蒸気は、それらが蒸留カラム１１７内の分離段階を通過する際、還流の流れからの下向きに流れる液体と接触させられ、それによって、当該上向きに上昇する蒸気からメタンよりも重い成分を「スクラブ」する（すなわち、メタンよりも揮発性が低い当該成分のうちの少なくとも一部を蒸気から除去する）。同様に、天然ガス供給流から下向きに流れる液体は、蒸留カラム１１７内の分離段階を通過する際、カラムの底部から上向きに上昇する蒸気と接触させられ、それによって、メタン及びメタンよりも軽い成分を当該下向きに流れる液体から「ストリップ」する（すなわち、メタン及びメタンよりも揮発性の高い成分のうちの少なくとも一部を液体から除去する）。このように、天然ガス供給流は、蒸留カラム１１７内で、蒸留カラムオーバーヘッド蒸気として収集されたメタンの豊富な蒸気留分と、蒸留カラム底部液体として収集されたメタンより重い炭化水素で濃縮された液体留分と、に分離される。

【0061】

蒸留カラム底部液体から形成されたＮＧＬ流１１９は、蒸留カラムの底部から取り出される。ＮＧＬ流１１９は、ＮＧＬ及びＨＨＣとともに高い芳香族化合物含有量を有し、８０℃～４０℃、より好ましくは、７０℃～５０℃の温度である。ＮＧＬ流１１９内で回収される天然ガス供給流１０２からのＣ３＋成分のパーセンテージは、９０モル％よりも高い可能性がある（ＮＧＬ流１１９内の全てのＣ３＋成分のモル流量の合計は、天然ガス供給流１０２内の全てのＣ３＋成分のモル流量の合計で割ったものから計算される）。

【0062】

蒸留カラムオーバーヘッド蒸気から形成された天然ガス蒸気流１２０は、蒸留カラムの上部から取り出される。天然ガス蒸気流１２０は、－９０℃～－６０℃、より好ましくは、－８０℃～－７０℃の温度であり、典型的には、０．１モル％未満のＣ５＋炭化水素（すなわち、天然ガス蒸気流１２０中の全てのＣ５＋炭化水素の合計は、流れの０．１モル％未満）及び１モルｐｐｍ未満の芳香族化合物（すなわち、天然ガス蒸気流１２０中の全ての芳香族化合物の合計は、流れの１モルｐｐｍ未満）を包含する。

【0063】

第１の膨張冷媒流１４８は、主熱交換器の第３の熱交換器セクション１０６Ｃの低温側を通過し、ここで、－１００℃～－６０℃、より好ましくは、－９０℃～－７０℃の温度に加温される。次いで、第３の熱交換器セクション１０６ｃの低温側を出る第１の膨張冷媒流１４９は、天然ガス蒸気流１２０と組み合わされて、組み合わされた天然ガス蒸気及び第１の膨張冷媒流１５０を形成する。組み合わされた天然ガス蒸気及び第１の膨張冷媒流１５０は、主熱交換器の第２の熱交換器セクション１０６Ｂの低温側を通過し、ここで、－６０℃～－２０℃、より好ましくは、－５０℃～－３０℃の温度に加温される。次いで、第２の熱交換器セクション１０６Ｂの低温側を出る組み合わされた天然ガス蒸気及び第１の膨張冷媒流１５１は、第２の膨張冷媒流１４４と組み合わされて、組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒及び第２の膨張冷媒流１５２を形成する。次いで、組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒及び第２の膨張冷媒流１５２は、主熱交換器の第１の熱交換器セクション１０６Ａの低温側を通過し、ここで、当該熱交換器セクションに入る前処理された天然ガス供給流１０４の温度の数℃以内に加温される。

【0064】

次いで、第１の熱交換器セクション１０６Ａの低温側から出る組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒及び第２の膨張冷媒流１２２は、圧縮冷媒１４２を形成するように圧縮されるために、複数の圧縮段階を含む圧縮システムに送られる。

【0065】

より具体的には、第１の熱交換器セクション１０６Ａの低温側を出る、組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒及び第２の膨張冷媒流１２２は、最初に多段冷媒圧縮機１２４を圧縮し、例えば、１５，０００～１０，０００メートルのヘッドを出す。例解された実施形態では、多段冷媒圧縮機１２４は、（圧縮効率を改善する）インタークーラ１２５を有するが、これは、冷媒圧縮機１２４を横切る装置設計及び総ヘッドに応じて除外されてもよい。次いで、多段冷媒圧縮機を出る圧縮された流れ１２６は、３つの並列圧縮段階１１２Ｂ、１３４Ｂ、及び１３８Ｂの間で分割されて更に圧縮される前に、アフタークーラ１２７内で冷却され、３つの関連するアフタークーラ１３０、１３５、及び１３９内で冷却され、３つの更なる圧縮された流れ１３１、１４０、及び１３６を形成し、次いで、圧縮冷媒１４２を形成するために再度組み合わされる。並列圧縮段階１１２Ｂ、１３４Ｂ、１３８Ｂ、関連するアフタークーラ１３０、１３５、及び１３９、多段冷媒圧縮機１２４、並びに関連するインタークーラ１２５及びアフタークーラ１２７は全て、複数のストリングで実行することができる。

【0066】

１００～８０バラの圧力にある圧縮冷媒１４２は、次いで、いくつかの冷媒流１５５、１４３、１７３、１８２に分割される。

【0067】

圧縮冷媒１４２の第１及び第２の部分を表す、流れ１５５は、（天然ガス供給流１０４が通過する回路とは別に）第１の熱交換器セクション１０６Ａの加温側の回路（すなわち、１つ以上の通路）を通過し、当該熱交換器セクションの低温側を通過する組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒、及び第２の膨張冷媒流１５２との間接熱交換を介して、－４０℃～－２０℃、より好ましくは、－３５℃～－２５℃の温度まで冷却される。次いで、得られた冷却流１５６は、圧縮冷媒の当該第１及び第２の部分に分割され、圧縮冷媒の第２の部分は、流れ１５６の９０～７０パーセント、より好ましくは、８５～７５パーセントの流量からなる第２の低温冷媒流１６４を形成し、圧縮冷媒の形成流１５８の第１の部分は、流れ１５６の流量の残りの部分からなる。代替的な実施形態では、第１の熱交換器セクション１０６Ａの加温側において単一の流れとして通過及び冷却する代わりに、圧縮冷媒の第１及び第２の部分は、第１の熱交換器セクションの加温側において、別々の回路を通過及び冷却されて、流れ１５８及び１６４を形成する別々の流れとして取ることができる。

【0068】

圧縮冷媒の第１の部分を含む流れ１５８は、第２の熱交換器セクション１０６Ｂの加温側における回路を通過し、ここで、組み合わされた天然ガス蒸気と、当該熱交換器セクションの低温側を通過する第１の膨張冷媒流１５０との間接熱交換を介して更に冷却され、次いで、第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側における回路を通過し、ここで、当該熱交換器セクションの低温側を通過する第１の膨張冷媒流１４８との間接熱交換を介して更に冷却され、－１０５℃～－８０℃、より好ましくは、－１００℃～９０℃の温度で第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側から取り出される第１の低温冷媒流１５９を形成する。

【0069】

次いで、第１の低温冷媒流１５９及び第２の低温冷媒流１６４は、膨張され、組み合わされ、蒸気相及び液体相に分離されて、液体相から第１の液化天然ガス流１６０を、蒸気相から第１の膨張冷媒流１４８を形成する。

【0070】

より具体的には、図１に例解される実施形態では、第１の低温冷媒流１５９は、Ｊ－Ｔバルブを横切って膨張され、第２の低温冷媒流１６４は、第２の膨張機１３４Ａ内で膨張され、次いで、２つの流れは、低圧（ＬＰ）相分離器１４７内に導入され、組み合わされ、ここでそれらは、蒸気相及び液体相に分離され、蒸気相は、ＬＰ相分離器１４７から取り出され、第１の膨張冷媒流１４８を形成し（それから、主熱交換器の第３の熱交換セクション１０６ｃの低温側に送られ）、液体相は、ＬＰ相分離器１４７から取り出されて、第１の液化天然ガス流１６０を形成する。描写される実施形態では、第１及び第２の低温冷媒流は、別々にＬＰ相分離器１４７に導入されるが、代わりに、膨張された後、ＬＰ相分離器１４７に導入される前に、それらを組み合わせることができる。代替的に、２つ以上のＬＰ相分離器を使用することができ、第１及び第２の低温冷媒流は、異なるＬＰ相分離器に導入され、及び分離され、分離器の蒸気相は、次いで取り出され、及び組み合わされ、分離器の液体相は、次いで取り出され、及び組み合わされる。

【0071】

圧縮冷媒１４２の第３の部分を表す流れ１４３は、第３の膨張機１３８Ａにおいて膨張されて、第２の膨張冷媒流１４４を形成し、次いで、（上で説明されたように）組み合わされた天然ガス蒸気及び第１の膨張冷媒流１５１と組み合わされて、組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒、及び第２の膨張冷媒流１５２を形成する。

【0072】

図１に例解される実施形態では、第１の膨張機１１２Ａは、第１の圧縮膨張器の膨張機部分であり、その圧縮機部分は、３つの並列の圧縮段階の第１の圧縮段階１１２Ｂによって形成され、第２の膨張機１３４Ａは、第２の圧縮膨張器の膨張機部分であり、その圧縮機部分は、３つの並列の圧縮段階の第２の圧縮段階１３４Ｂによって形成され、第３の膨張機１３８Ａは、第３の圧縮膨張器の膨張機部分であり、その圧縮機部分は、３つの並列の圧縮段階の第３の圧縮段階１３８Ｂによって形成される。代替的な実施形態では、第１、第２、及び／又は第３の膨張機からの膨張ワークは、代わりに発電機で回収することができる。しかしながら、かかる配置において、第１の圧縮段階１１２Ｂ、第２の圧縮段階１３４Ｂ、及び／又は第３の圧縮段階１３８Ｂのいずれかは、異なる電源によって駆動されなければならないか、又は当該圧縮段階のうちの１つ以上を分配する場合、当該圧縮段階において生成されたヘッドは、多段冷媒圧縮機１２４によって構成される必要がある。

【0073】

第１の液化天然ガス流１６０は、流れの第１の部分が還流の流れ１６２を形成して分割され、還流ポンプ１６３によって蒸留カラム１１７にポンプ圧送され、次いで、前述のように、Ｊ－Ｔバルブを横切って膨張し、蒸留カラム１１７の上部に導入されて、蒸留カラムに還流を提供する。還流の流れ１６２は、－１０５℃～－８０℃、より好ましくは、－１００℃～－９０℃の温度であり、第１の液化天然ガス流１６０の流量の５～２０パーセント、より好ましくは、１０～１５パーセントからなる。代替的な実施形態では、上で説明された様式で第１の液化天然ガス流１６０の一部分から還流の流れ１６２を形成する代わりに（又はそれに加えて）、還流の流れは、ＬＰ相分離器１４７から第１の液化天然ガス流１６０として、当該液体相の第１の部分を取り出し、還流の流れ１６２としてＬＰ相分離器１４７から当該液体相の第２の部分を取り出すことによって（したがって、第１の液化天然ガス流１６０及び還流の流れ１６２は、別々の流れとしてＬＰ相分離器１４７から取り出される）、ＬＰ相分離器１４７内で分離された液体相の一部分からであり得る。

【0074】

当該流れの残りの部分からなる、第１の液化天然ガス流１６０の第２の部分１６６は、液化天然ガス流１７７、１８６の第２のセット及び第３の液化天然ガス流１９９とともにフラッシュされて、ＬＮＧ生成物流１９２並びにフラッシュガス流１７１及び１８１を形成する。

【0075】

より具体的には、第１の液化天然ガス流１６０の第２の部分は、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされ、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入される流れ１６６を形成し、ここで蒸気相及び液体相に分離される。ＨＰフラッシュガス相分離器１６７は、２０～１０バラの圧力で動作する。液圧タービン（図示せず）は、流れ１６６がフラッシュし、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入される前に、流れ１６６からワークを抽出するために使用され得る。ＨＰフラッシュガス相分離器１６７から取り出された蒸気相は、第１のフラッシュガス流１６９を形成し、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７から取り出された液体相は、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされ、ＬＰフラッシュガス相分離器１７８に導入される液体流１６８を形成し、ここで蒸気相及び液体相に分離される。ＬＰフラッシュガス相分離器１７８は、１０～２バラの圧力で動作する。ＬＰフラッシュガス相分離器１７８から取り出された蒸気相は、第２のフラッシュガス流１７９を形成し、ＬＰフラッシュガス相分離器１７８から取り出された液体相は、ＬＮＧ生成物流１９２を形成し、これは、ＬＮＧ貯蔵タンク１９３に送られ、貯蔵される。ＬＰフラッシュガス相分離器１７８内の圧力が十分な駆動力を提供しない場合、ＬＮＧポンプ（図示せず）を使用して、ＬＮＧ生成物流１９２をＬＮＧ貯蔵タンク１９３に移送することができる。

【0076】

第１のフラッシュガス流１６９は、第１のフラッシュガス熱交換器の第１の１７０Ａ熱交換器セクション、及び第２の１７０Ｂ熱交換器セクションの低温側を通過し、加温され、加温された第１のフラッシュガス流１７１を形成する。第２のフラッシュガス流１７９は、第２のフラッシュガス熱交換器の第１の１８０Ａ熱交換器セクション、及び第２の１８０Ｂ熱交換器セクションの低温側を通過し、加温され、加温された第２のフラッシュガス流１８１を形成する。

【0077】

加温された第１のフラッシュガス流１７１及び第２のフラッシュガス流１８１は、組み合わされ、圧縮されて、圧縮されたフラッシュガス流１８９を形成する。図１に例解される実施形態では、加温された第１のフラッシュガス流１７１及び第２のフラッシュガス流１８１は、多段フラッシュガス圧縮機１８７及び関連するアフタークーラ１８８内で圧縮される。例解された実施形態では、多段フラッシュガス圧縮機１８７は、４つのインタークーラを備える５つの段階を有するが、段階の数は、圧縮機の設計に応じて低減（又は増加）され得る。加温された第２のフラッシュガス流１８１は、多段フラッシュガス圧縮機１８７の段階１の入口に送られる。加温された第１のフラッシュガス流１７１は、例示された実施形態では、多段フラッシュガス圧縮機１８７の段階３の入口に送られるが、この流れは、どこが最も効率的であるかに応じて、フラッシュガス圧縮機１８７のより早い段階又は遅い段階に送られてもよい。多段フラッシュガス圧縮機１８７の段階は、任意の好適な配置において配置することができ、２つのかかる配置が、図１Ｃ及び１Ｄ内に例解されている。

【0078】

タンクフラッシュ、ボイルオフガス、及び蒸気変位からなるボイルオフガス（ＢＯＧ）流１９４は、ＬＮＧ貯蔵タンク１９３のヘッドスペースから取り出され、ＢＯＧ圧縮機１９５及び関連するアフタークーラ１９６において圧縮及び冷却されて、圧縮されたＢＯＧガス流１９７を形成する。代替的に、好ましい動作に応じて、ＬＮＧ貯蔵タンク１９３は、気泡点で動作され得る。この場合、ＢＯＧ流１９４及び関連するＢＯＧ圧縮機１９５及び関連するアフタークーラ１９６は、省略されてもよく、又はＢＯＧ流１９４は、ＢＯＧ圧縮機１９５及び関連するアフタークーラ１９６がそれに応じてサイズ設定されている状態での蒸気変位のみからなり得る。

【0079】

圧縮されたフラッシュガス流１８９、１９１は、圧縮されたＢＯＧガス流１９７（存在する場合）と組み合わされて、リサイクル流１９８を形成し、これは、主熱交換器の第１の熱交換器セクション１０６Ａ、第２熱交換器セクション１０６Ｂ、及び第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側を通過し、冷却され、及び液化されて、第３の液化天然ガス流１９９を形成し、これはＪ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされ、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入され、ここで、蒸気相及び液体相に分離される。

【0080】

代替的な実施形態では、組み合わされ、次いで、組み合わされたリサイクル流１９８として第１の熱交換器セクション１０６Ａ、第２の熱交換器セクション１０６Ｂ、及び第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側を通過する代わりに、圧縮フラッシュガス流１８９、１９１及び圧縮ＢＯＧガス流１９７は、第１の熱交換器セクション１０６Ａ、第２の熱交換器セクション１０６Ｂ、及び第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側の別々の回路を通過して、組み合わされる前に別々に冷却され、液化され得る。追加的又は代替的に、冷却及び液化された圧縮フラッシュガス流及び圧縮ＢＯＧガス流（別々に冷却及び液化されたものであれ、組み合わせた流れであれ）は、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に送られ、分離される代わりに、ＬＰ相分離器１４７に送られ、導入されてもよく（このため、第１の低温冷媒流１５９及び第２の低温冷媒流１６４と組み合わせられ、分離され得る）。

【0081】

冷媒圧縮機１２４、フラッシュガス圧縮機１８７、及び（存在する場合）ＢＯＧ圧縮機１９７は、任意の好適な手段を介して電力供給され得る。図１に例解される実施形態では、圧縮フラッシュガス流１８９から取り出される圧縮フラッシュガスの一部分は、（圧縮フラッシュガス流１８９が圧縮ＢＯＧ流１９７と組み合わされる前に）燃料流１９０を形成するために取り出され、その燃料流は、当該圧縮機を直接駆動するために、及び／又は当該圧縮機を駆動するために使用される電気の生成のために、ガスタービンに電力を供給するように使用され得る。代替的に、電力がオフサイトから（例えば、電気グリッドから）利用可能である場合、これは、圧縮機に電力を供給するために使用され得、その場合、追加の燃料の必要性がない可能性があり、燃料流１９０は省略されてもよい。

【0082】

圧縮冷媒１４２の第４及び第５の部分をともに表す流れ１７３及び１８２は、第１及び第２のフラッシュガス流との間接熱交換を介して、第１及び第２のフラッシュガス熱交換器において冷却される。

【0083】

より具体的には、圧縮冷媒の第４及び第５の部分の一部を表す流れ１７３は、第１のフラッシュガス熱交換器の第１の熱交換器セクション１７０Ａの加温側を通過し、及び冷却され、予冷却された流れ１７４を形成し、次いで、流れ１７５及び流れ１７６に分割される。圧縮冷媒の第４及び第５の部分の一部を表す流れ１８２は、第２のフラッシュガス熱交換器の第１の熱交換器セクション１８０Ａの加温側を通過し、及び冷却され、予冷却された流れ１８３を形成し、次いで、流れ１８４及び流れ１８５に分割される。

【0084】

流れ１７６及び１８５は、ともに、圧縮冷媒の第４の部分を表す。流れ１７６は、第１のフラッシュガス熱交換器の第２の熱交換器セクション１７０Ｂの加温側を通過し、更に冷却及び液化され、流れが、－１３０℃～－１００℃、より好ましくは、－１２０℃～－１１０℃の温度である、液化天然ガス流の第２のセットの流れ１７７を形成し、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされ、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入され、ここで蒸気相及び液体相に分離される。流れ１８５は、第２のフラッシュガス熱交換器の第２の熱交換器セクション１８０Ｂの加温側を通過し、更に冷却及び液化され、流れが、－１６０℃～－１２０℃、より好ましくは、－１５０℃～－１３０℃の温度である、液化天然ガス流の第２のセットの流れ１８６を形成し、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされ、ＬＰフラッシュガス相分離器１７８に導入され、ここで蒸気相及び液体相に分離される。

【0085】

圧縮冷媒の第５の部分をともに表す、流れ１７５及び１８４は、当該流れが主熱交換器の第２の熱交換器セクション１０６Ｂの加温側に導入され、通過する前に、圧縮冷媒の第１の部分を含む流れ１５８と組み合わされる。代替的な実施形態では、流れ１７５及び１８４は、流れ１５８が通過し、第２の熱交換器セクション１０６Ｂの加温側において冷却された後、当該流れが主熱交換器の第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側に導入され、通過する前に、流れ１５８と組み合わせることができる。流れ１７５は、熱交換器セクション１７０Ａを出る予冷却された流れ１７４の流量の６０～２０パーセント、より好ましくは、５０～３０パーセントからなる。流れ１８４は、交換器１８０Ａを出る予冷却された流れ１８３の６０～２０パーセント、より好ましくは、５０～３０パーセントからなる。

【0086】

圧縮冷媒１４２の第１及び第２の部分を表す流れ１５５は、好ましくは、圧縮冷媒１４２の流量の５０～６０パーセントからなる。圧縮冷媒１４２の第３の部分を表す流れ１４３は、好ましくは、圧縮冷媒１４２の流量の３０～４０パーセントからなる。各々が圧縮冷媒１４２の第４及び第５の部分の一部分を表す流れ１７３及び１８２は、好ましくは、各々が圧縮冷媒１４２の流量の２～１０パーセントからなる。

【0087】

主熱交換器の第１の１０６Ａ、第２の１０６Ｂ、及び第３の１０６Ｃの第１の熱交換器セクションは、任意のタイプの熱交換器セクションであり得る。好ましい配置では、３つの熱交換器セクションは全て、例えば、図１Ａに例解されるように、コイル巻き熱交換器セクションであり得る。しかしながら、１つ、２つ、又は３つ全てのセクションはまた、例えば、シェル及びチューブ又はプレートフィンタイプの熱交換器セクションなどの別のタイプの熱交換器セクションであり得る。第１の１０６Ａ、第２の１０６Ｂ、及び第３の１０６Ｃの第１の熱交換器セクションは、別々のユニット内に収容されてもよく（例えば、図１Ａにおいて例解されるように、第１の１０６Ａ、第２の１０６Ｂ、及び第３の１０６Ｃの第１の熱交換器セクションは、各々独自のシェルケーシング内に収容される、各々のコイル巻き熱交換器セクションである）、又は代替的に、（例えば、第１の１０６Ａ、第２の１０６Ｂ、及び第３の１０６Ｃの第１の熱交換器セクションは、各々コイル巻き熱交換器セクションであり、２つ又は３つ全てのセクションは、同じシェルケーシングに収容されているなど）１つ、２つ、又は３つ全てのセクションは、同じユニット内に収容され得る。加えて、主熱交換器は、代替的な実施形態では、第１の１０６Ａ、第２の１０６Ｂ、及び第３の１０６Ｃの第１の熱交換器セクションと直列又は並列に配置されている追加の熱交換器セクションを伴い、より多くの（又はより少ない）熱交換器セクションを含むことができる。例えば、一実施形態では、第１の熱交換器セクション１０６Ａは、並列に配置された一組の（すなわち、２つ以上の）第１の熱交換器セクションと置換され得、これらの全ては、第２の熱交換器セクション１０６Ｂに直列に接続し、一組の第１の熱交換器セクションにおいて加温及び冷却されている流れは、再度組み合わされる前に当該セクション間で分割されている。

【0088】

主熱交換器の第１の１０６Ａ、第２の１０６Ｂ、及び第３の１０６Ｃの熱交換器セクションが、熱交換器セクションの低温側が別々の流れ（例えば、プレートフィンタイプの熱交換器セクションなど）を容易に調整することができるタイプの熱交換器セクションである実施形態では、天然ガス蒸気流、第１の膨張冷媒流、及び／又は第２の膨張冷媒流は、冷却される前に組み合わされる必要はなく、代わりに、組み合わされる前、圧縮前、圧縮中、又は圧縮後に、主熱交換器の熱交換器セクションの低温側の別々の回路において冷却されて、圧縮冷媒１４２を形成することができる。

【0089】

第１のフラッシュガス熱交換器の第１の１７０Ａ及び第２の１７０Ｂ熱交換器セクション、並びに第２のフラッシュガス熱交換器の第１の１８０Ａ及び第２の１８０Ｂ熱交換器セクションは、任意のタイプの熱交換器セクションであり得る。好ましい配置では、熱交換器セクションは、コイル巻き熱交換器セクションであり得、熱交換器セクションのいくつか又は全ては、例えば、シェル及びチューブ又はプレートフィンタイプの熱交換器セクションなどの別のタイプの熱交換器セクションであり得る。第１のフラッシュガス熱交換器の第１の１７０Ａ及び第２の１７０Ｂ熱交換器セクションは、単一のユニット（例えば、それらがコイル巻き熱交換器セクションである場合、同じシェルケーシング内）又は別々のユニット内に収容され得る。同様に、第２のフラッシュガス熱交換器の第１の１８０Ａ及び第２の１８０Ｂ熱交換器セクションは、単一のユニット又は別々のユニット内に収容され得る。代替的な実施形態では、第１のフラッシュガス熱交換器及び／又は第２のフラッシュガス熱交換器は、より多くの（又はより少ない）熱交換器セクションからなることができる。

【0090】

フラッシュガス熱交換器及び第２のフラッシュガス熱交換器がコイル巻き熱交換器である場合、図１Ｂに示されて、例解されるように、これらの熱交換器をＨＰ及びＬＰフラッシュガス相分離器と一体化することも可能である。この配置では、第１のフラッシュガス熱交換器ユニットは、予冷却されている第１の熱交換器セクション１７０Ａ及び第２の熱交換器セクション１７０Ｂの両方を包含するシェルケーシングと、当該熱交換器セクションの下方に位置付けられ、ＨＰフラッシュガス相分離器として機能する液化セクション及び相分離器セクションと、を有し、第２のフラッシュガス熱交換器ユニットは、予冷却されている第１の熱交換器セクション１８０Ａ及び第２の熱交換器セクション１８０Ｂの両方を包含するシェルケーシングと、当該熱交換器セクションの下方に位置付けられ、ＬＰフラッシュガス相分離器として機能する液化セクション及び相分離器セクションと、を有する。第１の液化天然ガス流１６６、第２の液化天然ガス流セットの流れ１７７、及び第３の液化天然ガス流１９９は全て、（Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされた後）第１のフラッシュガス熱交換器ユニットの相分離セクションに導入され、ここで、それらは液体相及び蒸気相に分離され、液体相は第１のフラッシュガス熱交換器ユニットの底部から取り出されて、液体流１６８を形成し、蒸気相は第２の熱交換器セクション１７０Ｂ及び第１の熱交換器セクション１７０Ａのシェル側を通って上昇する第１のフラッシュガス流を形成し、当該熱交換器セクションに冷却デューティを提供する。ＨＰフラッシュガス相分離器からの液体流１６８及び第２のセットの液化天然ガス流の流れ１８６は、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされた後に、第２のフラッシュガス熱交換器ユニットの相分離器に導入され、ここで、それらは液体相及び蒸気相に分離され、液体相は第１のフラッシュガス熱交換器ユニットの底部から取り出されて、ＬＮＧ生成物流１９２を形成し、蒸気相は、第２の１８０Ｂ及び第１の熱交換器セクション１８０Ａのシェル側を通って上昇する第２のフラッシュガス流を形成し、当該熱交換器セクションに冷却デューティを提供する。

【0091】

図１に示される実施形態では、第１の液化天然ガス流１６６、第２のセットの液化天然ガス流の流れ１７７、及び第３の液化天然ガス流１９９は全て、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入され、それらは組み合わされ、上で説明されたように蒸気相及び液体相に分離される。しかしながら、代替的な実施形態では、１つ、２つ、又は３つ全ての流れは、膨張された後、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入される前に、組み合わされ得る。代替的に、２つ以上のＨＰフラッシュガス相分離器を使用することができ、２つ又は３つ全ての流れが、異なるＨＰフラッシュガス相分離器に導入され、分離され、次いで分離器の蒸気相が取り出され、組み合わされ、次いで分離器の液体相が取り出され、組み合わされる。

【0092】

同様に、図１に示される実施形態では、ＨＰフラッシュガス相分離器からの液体流１６８及び液化天然ガス流の第２のセットの流れ１８６が、ＬＰフラッシュガス相分離器１７８に導入され、それらは組み合わされ、上で説明されたように蒸気相及び液体相に分離される。しかしながら、代替的な実施形態では、これらの流れは、膨張された後、ＬＰフラッシュガス相分離器１７８に導入される前に組み合わされ得、又は２つのＬＰフラッシュガス相分離器を使用して、２つの流れが異なるＬＰフラッシュガス相分離器に導入され、分離され、次いで分離器の蒸気相が取り出され、組み合わされ、次いで分離器の液体相が取り出され、組み合わされ得る。

【0093】

上で説明されたように、図１に示される配置では、還流の流れ１６２は、第１の液化天然ガス流１６０を分割することによって、第１の液化天然ガス流１６０の一部分から形成される（又は、代替的に、還流の流れ１６２としてＬＰ相分離器１４７から当該液体相の一部分を取り出すことによって、ＬＰ相分離器１４７内で分離された液体相の一部分から形成され得る）。しかしながら、代替的な実施形態では、還流の流れ１６２は、代替的に（又は追加的に）以下：
（ｉ）当該流れが膨張され、ＬＰ相分離器１４７に導入される前に、当該流れから取り出された第１の低温冷媒流１５９の一部分、
（ｉｉ）当該流れが通過し、主熱交換器の第２の熱交換器セクション１０６Ｂの加温側において冷却された後、及び当該流れが通過し、主熱交換器の第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側において更に冷却される前の当該流れから取り出された、（圧縮冷媒の第１の部分を含む）流れ１５８の一部分、
（ｉｉｉ）ＨＰフラッシュガス相分離器１６７において分離された液体の一部分（当該部分は、当該分離器から取り出された液体流１６８から別々の流れとして取り出されている）、
（ｉｖ）ＨＰフラッシュガス相分離器１６７を出る液体流１６８の一部分であって、当該液体流１６８の一部分は、当該流れの残りがフラッシュされ、ＬＰフラッシュガス分離器１７８に導入される前に取り出される、
（ｖ）ＬＰフラッシュガス相分離器１７８において分離された液体の一部分（当該部分は、当該分離器から取り出されたＬＮＧ生成物流１９２から別々の流れとして取り出されている）、
（ｖｉ）当該流れの残りの部分がＬＮＧ貯蔵タンク１９３に移送される前に取り出されたＬＮＧ生成物流１９２の一部分、及び／又は
（ｖｉｉ）ＬＮＧ貯蔵タンク１９３から取り出されたＬＮＧ生成物から形成することができる。

【0094】

図１に示されるものに対する代替的な配置では、第１の低温冷媒流１５９は、図１に示されるように膨張され、ＬＰ相分離器１４７に導入される代わりに、フラッシュされ、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入され得る。

【0095】

図１に示されるものに対する代替的な配置では、蒸留カラムの上部から取り出された蒸留カラムオーバーヘッド蒸気から形成される天然ガス蒸気流１２０は、主熱交換器の第３の熱交換器セクション１０６Ｃの低温側を出る第１の膨張冷媒流１４９と組み合わされる代わりに、第１の膨張冷媒流１４８と組み合わされ、次いで主熱交換器の第３の熱交換器セクション１０６Ｃの低温側を通過してもよい。

【0096】

図１に示される配置の代替的な配置では、当該流れをフラッシュさせて、ＬＮＧ生成物流１９２を形成することによって、第１の液化天然ガス流１６６を更に冷却する代わりに、又はそれに加えて、第１の液化天然ガス流１６６は、閉ループサイクル内で循環する冷媒などの別の冷媒に対して更に冷却され得る。

【0097】

図１に描写される本発明の第１の実施形態による方法及びシステムは、米国特許出願公開第２０１８／０１８０３５４（Ａ１）において描写される方法及びシステムよりも様々な利点を提供する。

【0098】

具体的には、天然ガス供給流を分離するための蒸留カラム１１７の使用は、天然ガス供給流が、その少なくとも１つの分離セクション（１１７Ａ）の下方で蒸留カラム１１７に導入され、相分離器又はストリッピングカラム（すなわち、還流の流れがなく、天然ガス供給流が蒸留カラムに導入される場所の上方で分離段階がない蒸留カラム）のみの使用と比較して、ＮＧＬ及び芳香族化合物の改善された回収を提供する。相分離器のみを使用すると、天然ガス供給からのＮＧＬ及び芳香族化合物の回収率が低下する。ＮＧＬは高価な商品であるため、ＬＮＧ生成物へのそれらの損失は財政的に非効率的であり、天然ガス供給が高い芳香族化合物含有量を有する場合、芳香族化合物の除去が不十分であると、主熱交換器内のこれらの成分が凍結し、そのため動作の停止をもたらす。ストリッピングカラムのみの使用は、相分離器の使用よりも高いＮＧＬ回収を達成し得るが、依然として天然ガス供給に高含有量の芳香族化合物を残し得る。逆に、図１に示される様式で、天然ガス供給が導入される場所の上方に少なくとも１つの分離セクション（１１７Ａ）を有する蒸留カラム１１７を使用することによって、ＬＮＧ生成物中の芳香族化合物の含有量を１ｐｐｍモル未満に低減しながら、高いＮＧＬ回収（すなわち、Ｃ３＋成分の９０モル％超の回収）を達成することが可能である（このため、スタンドアロンのフロントエンドＮＧＬユニットを使用して達成可能なものと同様のレベルの性能を提供する）。

【0099】

蒸留カラムの上部からの天然ガス蒸気流１２０を、第３の熱交換器セクション１０６Ｃの低温側を出る膨張冷媒流１４９と混合する、第２及び第３の熱交換器セクション１０６Ｂ及び１０６Ｃを有する主熱交換器の使用（図１に例解される様式における）は、プロセスの比出力を低下させる。

【0100】

ＬＰ相分離器１４７から取得された液化天然ガス流１６６をフラッシュさせることによってＬＮＧ製品を製造することは、フラッシュガス熱交換器におけるフラッシュガスからの冷気の関連する回収及びフラッシュガスのリサイクルとともに、（主熱交換器に提供される必要がある冷却量を低減させることによって）プロセスの効率を改善する。

【0101】

当該流れが膨張され、分離される前に、主熱交換器の第１の熱交換器セクション１０６Ａを使用して、天然ガス供給流１０２を予冷却することは、天然ガス供給流を予冷却するための別々の熱交換器ユニットの必要性を省略し、それによって設計を簡素化し、プロットスペースを低減させる。加えて、ＨＰ相分離器１１０を使用して、予冷却された天然ガス供給流を液体相及び蒸気相に分離し、蒸気相が、第１の膨張機１１２Ａ内で膨張し、液体相がＪ－Ｔバルブを横切って膨張してから、予冷却された天然ガス供給流を蒸留カラム１１７に導入することで、液体相及び蒸気相の両方を有する流れを膨張又は生成するように設計された膨張機を使用することと比較して、膨張機効率が改善され、膨張機設計が簡素化される（ＨＰ相分離器１１０の使用はまた、分離の別の理論的な段階を追加し、このためＮＧＬ回収を更に改善する）。

【0102】

天然ガス蒸気流１２０と第１の膨張冷媒流１４９とを組み合わせて、主熱交換器の第２の熱交換器セクション１０６Ｂの低温側で加温される、組み合わされた流れ１５０を形成し、当該組み合わされた流れ１５０と第２の膨張冷媒流１４４とを更に組み合わせて、主熱交換器の第１の熱交換器１０６Ａの低温側で更に加温される、組み合わされた流れ１５２を形成することは、冷媒圧縮機１２４が（組み合わされ、加温された天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒及び第２の膨張冷媒流から形成される）１つの入口流１２２のみを扱わなければならず、それによって、冷媒圧縮機１２４の設計を著しく簡素化することを可能にすることを意味する。更に、それらは、当該熱交換器セクションの低温側で別々に保たれる必要がある流れを受容する必要がないため、第１の熱交換器セクション１０６Ａ及び第２の熱交換器セクション１０６Ｂがコイル巻き熱交換器セクションであることを可能にする。上述したように、コイル巻き熱交換器は、その堅牢性、安全性、及び熱伝達効率で知られるコンパクトな設計の熱交換器であり、そのため、それらの設置面積に対して非常に効率的なレベルの熱交換を提供するという利点を有する。しかしながら、シェル側は、熱交換器セクションを通る単一の通路のみを画定するため、コイル巻き熱交換器セクションのシェル側では、当該熱交換器セクションのシェル側において混合される冷媒の当該流れなしで、２つ以上の冷媒の流れを使用することはできない。

【0103】

第１の圧縮膨張器のそれぞれ膨張機部分及び圧縮機部分としての第１の膨張機１１２Ａ及び第１の圧縮段階１１２Ｂ、第２の圧縮膨張器のそれぞれ膨張機部分及び圧縮機部分としての第２の膨張機１３４Ａ及び第２の圧縮段階１３４Ｂ、並びに第３の圧縮膨張器のそれぞれ膨張機部分及び圧縮機部分としての第３の膨張機１３８Ａ及び第３の圧縮段階１３８Ｂの動作は、多段冷媒圧縮機１２４の出口が圧縮機部分の入口に接続し、供給することにより、追加の効率もまた提供する。

【0104】

ここで図２を参照すると、本発明の第２の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。図２では、ＬＰ相分離器２４７の下流の機器及び流れは、これらが図１のものと同一であるため、示されない。また、簡略化のために、図２に描写される配置では、第１、第２、及び第３の膨張機２１２Ａ、２３４Ａ、２３８Ａは、圧縮膨張器の膨張機部分ではなく、並列圧縮段階１１２Ｂ、１３４Ｂ、及び１３８Ｂは割愛され、圧縮冷媒２４２の生成のための全ての圧縮は、多段冷媒圧縮機２２４によって提供されている。

【0105】

図２に描写される方法及びシステムは、第１の熱交換器セクション２０６Ａを出る予冷却された供給流２０７の全てがバイパス流２０８と再度組み合わされ、ＨＰ相分離器２１０に導入されるわけではないという点で、図１に描写される方法及びシステムとは異なる。むしろ、図２に描写される配置では、第１の熱交換器セクション２０６Ａを出る予冷却された供給流２０７は、流れの一部分（予冷却された供給流２０７の流れの２５～２パーセント、より好ましくは、１５～５パーセントを表す）が、第２の熱交換器セクション２０６Ａの加温側の回路を通過することによって更に冷却され、－９０℃～－６０℃、より好ましくは、－８０℃～－７０℃の温度で流れ２１３から冷却され、次いで、膨張した流れ２１４が蒸留カラム２１７に導入される第１の中間場所の上方の第３の中間場所で膨張され、蒸留カラムに導入され、当該第３の中間場所と第１の中間場所との間に分離セクション２１７Ｂが存在する。

【0106】

上で説明された様式で冷却された蒸留カラム２１７へのこの追加の供給流２１３の使用は、ＮＧＬ回収を更に改善し、プロセスの比出力を低減させ得る。

【0107】

図１に描写される実施形態を参照して説明される変形例、代替的な実施形態、及び代替的な配置の全ては、同様に、図２に描写される実施形態及び以下に説明される更なる図に描写される実施形態に適用される。

【0108】

ここで図３を参照すると、本発明の第３の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。図３では、ＬＰ相分離器３４７の下流の機器及び流れは、これらが図１のものと同一であるため、示されない。また、簡略化のために、図３に描写される配置では、第１、第２、及び第３の膨張機３１２Ａ、３３４Ａ、３３８Ａは、圧縮膨張器の膨張機部分ではなく、並列圧縮段階１１２Ｂ、１３４Ｂ、及び１３８Ｂは割愛され、圧縮冷媒３４２の生成のための全ての圧縮は、多段冷媒圧縮機３２４によって提供されている。

【0109】

図３に描写される方法及びシステムは、主熱交換器の第３の熱交換器セクション２０６Ｃが除去され、使用されていない点で、図２に描写される方法及びシステムとは異なる。これにより機器数は低減するが、プロセスの比出力に悪影響を有する。

【0110】

ここで図４を参照すると、本発明の第３の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。図４では、ＬＰ相分離器４４７の下流の機器及び流れは、以下に別段に記載される場合を除き、図１の機器及び流れと同一であるため、示されない。また、簡略化のために、図４に描写される配置では、第１及び第２の膨張機４１２Ａ、４３４Ａは、圧縮膨張器の膨張機部分ではなく、並列圧縮段階１１２Ｂ及び１３４Ｂは割愛され、圧縮冷媒４４２の生成のための全ての圧縮は、多段冷媒圧縮機４２４によって提供されている。

【0111】

図４に描写される方法及びシステムは、第３の膨張機１３８Ａが除去された（したがって、第２の膨張された冷媒流１４４も存在しない）という点で、図１に描写される方法及びシステムとは異なり、主熱交換器の第２の熱交換器セクション１０６Ｂは除去され、エコノマイザ熱交換器セクション４０６Ｂと置換され、蒸留カラム４１７の上部から取り出された天然ガス蒸気流４２０は、第３の熱交換器セクション４０６Ｃの低温側を出る第１の膨張された冷媒流４４９とは別に冷却され、蒸留カラム４１７への還流の流れ４６２、４６３は異なる供給源であり、ＨＰ相分離器１１０もまた除去されている。これにより機器数は低減するが、プロセスの比出力に悪影響を有する。

【0112】

より具体的には、図４の方法及びシステムでは、前処理された天然ガス供給流４０２は、第１の膨張機４１２Ａで膨張され、カラムの分離セクション４１７Ａの下方、及びカラムの分離セクション４１７Ｄの上方の中間場所で蒸留カラム４１７に導入される。蒸留カラムの上部から取り出された天然ガス蒸気流４２０は、通過する前に、エコノマイザ熱交換器セクション４０６Ｂの低温側で通過し、加温され、第１の熱交換器セクション４０６Ａの低温側で更に加温され、天然ガス蒸気流４２１は、第１の膨張冷媒流４４９が通過する第１の熱交換器セクション４０６Ａの低温側の回路よりも、第１の熱交換器セクション４０６Ａの低温側の別々の回路を通過する。第１の熱交換器セクション４０６Ａの低温側を出る加温された第１の膨張冷媒流４２２は、多段冷媒圧縮機４２４の低圧入口に送られ、第１の熱交換器セクション４０６Ａの低温側を出る加温された天然ガス蒸気流４１５は、多段冷媒圧縮機４２４の中圧入口に送られ、ここで、第１の膨張冷媒と組み合わされ、更に圧縮される。第１の熱交換器セクション４０６の加温側を出る冷却された流れ４５６の一部分（圧縮冷媒の第１及び第２の部分を含む）は、還流の流れ４６２を形成するために取り出され、この還流の流れは、膨張されて蒸留カラム４１７の上部に導入される前に、エコノマイザ熱交換器セクション４０６Ｂの加温側を通過し、更に冷却される。

【0113】

ここで図５を参照すると、本発明の第５の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。図５では、ＬＰ相分離器５４７の下流の機器及び流れは、以下に別段に記載される場合を除き、図１の機器及び流れと同一であるため、示されない。また、簡略化のために、図５に描写される配置では、第１及び第２の膨張機５１２Ａ、５３４Ａは、圧縮膨張器の膨張機部分ではなく、並列圧縮段階１１２Ｂ及び１３４Ｂは割愛され、圧縮冷媒５４２の生成のための全ての圧縮は、多段冷媒圧縮機５２４によって提供されている。

【0114】

図５に描写される方法及びシステムは、第３の膨張機１３８Ａが除去された（したがって、第２の膨張冷媒流１４４も存在しない）こと、主熱交換器の第３の熱交換器セクション１０６Ｃが除去されたこと、及びＨＰ相分離器１１０も除去されたという点で、図１に示される方法及びシステムとは異なる。これにより機器数は低減するが、プロセスの比出力に悪影響を有する。

【0115】

より具体的には、図５の方法及びシステムでは、前処理された天然ガス供給流５０２は、第１の膨張機５１２Ａで膨張され、カラムの分離セクション５１７Ａの下方、及びカラムの分離セクション５１７Ｄの上方の中間場所で蒸留カラム５１７に導入される。例解された実施形態では、蒸留カラムの上部から取り出された天然ガス蒸気流５２０は、通過する前に、第２の熱交換器セクション５０６Ｂの低温側を通過し、加温され、第１の熱交換器セクション５０６Ａの低温側において更に加温され、天然ガス蒸気流５２０は、第１の膨張冷媒流５４８が通過する当該熱交換器セクションの低温側の回路よりも、第２及び第１の熱交換器セクション５０６Ｂ及び５０６Ａの低温側における別々の回路を通過する。第１の熱交換器セクション５０６Ａの低温側を出る加温された第１の膨張冷媒流５２２は、多段冷媒圧縮機５２４の低圧入口に送られ、第１の熱交換器セクション５０６Ａの低温側を出る加温された天然ガス蒸気流５１５は、多段冷媒圧縮機５２４の中圧入口に送られ、ここで、第１の膨張冷媒と組み合わされ、更に圧縮される。代替的な実施形態では、天然ガス蒸気流５２０は、図１に示されるものと同じ様式で、組み合わされた流れの加温及び圧縮の前に、第１の膨張冷媒流５４８と組み合わせることができ、このアプローチは、第１及び第２の熱交換器セクション５０６Ａ及び５０６Ｂのためのコイル巻き熱交換器セクションの使用を可能にし、多段冷媒圧縮機５２４の設計を簡素化するが、これは、比出力のわずかな更なる増加をもたらし得る。

【0116】

ここで図６を参照すると、本発明の第６の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。図６では、ＬＰ相分離器６４７の下流の機器及び流れは、以下に別段に記載される場合を除き、図１の機器及び流れと同一であるため、示されない。また、簡略化のために、図６に描写される配置では、第１及び第２の膨張機６１２Ａ、６３４Ａは、圧縮膨張器の膨張機部分ではなく、並列圧縮段階１１２Ｂ及び１３４Ｂは割愛され、圧縮冷媒６４２の生成のための全ての圧縮は、多段冷媒圧縮機６２４によって提供されている。

【0117】

図６に描写される方法及びシステムは、図５に描写される方法及びシステムとは、主熱交換器の第３の熱交換器セクション６０６Ｃが再導入され、天然ガス蒸気流６２０が、組み合わされた流れを図１に示されるのと同じ様式で加温及び圧縮する前に、第１の膨張冷媒流６４９と組み合わされる点で異なる。このアプローチは、図５に示されるものよりも良好な比出力を有する。

【0118】

ここで図７を参照すると、本発明の第７の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。図７では、ＬＰ相分離器７４７の下流の機器及び流れは、これらが図１のものと同一であるため、示されない。また、簡略化のために、図７に描写される配置では、第２及び第３の膨張機７３４Ａ及び７３８Ａは、圧縮膨張器の膨張機部分ではなく、並列圧縮段階７１２Ｂ、７３４Ｂ、及び７３８Ｂは割愛され、圧縮冷媒７４２の生成のための全ての圧縮は、多段冷媒圧縮機７２４によって提供されている。

【0119】

図７に描写される方法及びシステムは、ＨＰ相分離器１１０が除去されたという点で、図１に描写される方法及びシステムとは異なり、第１の膨張機７１２Ｂは、圧縮膨張器の膨張機部分であり、ここで当該圧縮機の圧縮機部分は、膨張前に天然ガス供給を圧縮するために使用される。

【0120】

より具体的には、図７の方法及びシステムでは、前処理された天然ガス供給流７０２は、第１の圧縮膨張器の圧縮機部分を構成する供給圧縮段階７１２Ｂ内で最初に圧縮され、関連するアフタークーラ７０７内で冷却されてから、第１の圧縮膨張器の膨張部を形成する第１の膨張機７１２Ａ内で膨張され、カラムの分離セクション７１７Ａの下方、及びカラムの分離セクション７１７Ｄの上方の中間場所において蒸留カラム７１７に導入される。

【0121】

膨張前に天然ガス供給流を圧縮することにより、図７に描写される配置は、主熱交換器の１つ以上の熱交換器内の天然ガス供給流を予冷却する必要性を除去し、そのため、当該交換器の設計を簡素化する。図２に示される配置と比較して、第２の熱交換器７０６Ｂ内で凍結する重質供給成分の可能性もまた除去される。更に、ＨＰ供給分離器１１０を除去し、蒸留カラムへの供給流の数を低減させることは、システムの設計を簡素化する。図２に示される配置と比較して、図７に示される配置は、より良い比出力を有する。

【0122】

ここで図８を参照すると、本発明の第８の実施形態による、天然ガス供給流からＮＧＬを除去し、天然ガス供給流を液化するための方法及びシステムが示される。

【0123】

図８に描写された方法及びシステムは、圧縮されたＢＯＧガス流８９７及び圧縮されたフラッシュガス流８８９が、主熱交換器の第１の熱交換器セクション１０６Ａ、第２の熱交換器セクション１０６Ｂ、及び第３の熱交換器セクション１０６Ｃの加温側を通過し、冷却及び液化されて、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされ、ＨＰフラッシュガス相分離器１６７に導入される第３の液化天然ガス流１９９を形成するリサイクル流１９８を形成するように組み合わされていない点で異なる。代わりに、図８に示される配置では、圧縮ＢＯＧガス流８９７及び圧縮フラッシュガス流８８９は、第１の熱交換器セクション８０６Ａの低温側を出る組み合わされた天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒、及び第２の膨張冷媒流８２２と組み合わされ、天然ガス蒸気、第１の膨張冷媒、第２の膨張冷媒、フラッシュガス、及びＢＯＧの組み合わされた流れ８９９は、次いで多段冷媒圧縮機８２４の入口に送られている。

【0124】

図７に示される実施形態と同様に、図８の方法及びシステムでは、ＨＰ相分離器１１０もまた除去されており、第１の膨張機８１２Ｂは、圧縮膨張器の膨張機部分であり、その圧縮機部分は、当該供給が第１の膨張機８１２Ｂ内で膨張され、分離セクション８１７Ａの下方、及びカラムの分離セクション８１７Ｂの上方の中間場所において蒸留カラム８１７に導入される前に、天然ガス供給８０２を圧縮するために使用される。結果として、図８に示される配置では、並列圧縮段階は、２つの段階８３４Ｂ及び８３８Ｂのみからなり、第１の段階１１２Ｂは省略されている。

【0125】

図８に示される具体的な配置では、主熱交換器の第１、第２、及び第３の熱交換器セクション８０６Ａ、８０６Ｂ、８０６Ｃは、全てコイル巻き熱交換器セクションであり、第３の熱交換器セクション８０６Ｃは、第２の熱交換器セクション８０６Ｂの下方に位置付けられている（同様にして、第１の熱交換器セクション８０６Ａの下方に位置付けられる）。

【0126】

かかる配置において、代替的な実施形態では、ＬＰ相分離器８４７を、第３の熱交換器セクション８０６Ｃを包含するコイル巻き熱交換器ユニット（図８に例解される特定の実施形態では、第３の熱交換器セクションを包含するコイル巻き熱交換器ユニットは、第２の熱交換器セクション８０６Ｂも包含する）と一体化することが可能であろう。より具体的には、かかる配置において、コイル巻き熱交換器ユニットは、第３の熱交換器セクション（及び任意選択的に、その上方に第２の熱交換器セクション、又は第２及び第１の熱交換器セクション）を包含するシェルケーシングと、第３の熱交換器セクションの下方に位置付けられた相分離器セクションと、を有する。第１の低温冷媒流及び第２の低温冷媒流は、膨張され、コイル巻き熱交換器ユニットの相分離セクションに導入され、ここで、液体相及び蒸気相に分離され、液体相は、コイル巻き熱交換器ユニットの底部から取り出されて、第１の液化天然ガス流を形成し、蒸気相は、第３の熱交換器セクションのシェル側を通って上昇する第１の膨張冷媒流を形成する。

【実施例0127】

実施例１
この実施例では、Ａｓｐｅｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ，Ｉｎｃ．から入手可能なＡｓｐｅｎシミュレーションソフトウェア、バージョン１０を使用して、図１に描写されるような天然ガスを冷却及び液化するための方法及びシステムをシミュレートした。

【0128】

表１は、模擬例からの流れデータを示す。この実施例では、多段冷媒圧縮機１２４は、２段階を有し、２つのストリングで動作し、各ストリングは、４８．８ＭＷのおおよそのガス馬力を有する。フラッシュガス圧縮機１８７及びＢＯＧ圧縮機１９５は、それぞれ、３６．６ＭＷ及び１２．０ＭＷのおおよそのガス馬力を有した。模擬プロセスでは、天然ガス供給からのＣ３＋成分の９０モル％が、蒸留カラム１１７の底部から取り出されたＮＧＬ流１１９中で回収される。
表１：

【表1A】

【表1B】

【表1C】

【表1D】

【表1E】

【表1F】

【表1G】

【表1H】

【表1I】

【0129】

本発明は、好ましい実施形態を参照して上で説明された詳細に限定されるものではなく、以下の特許請求の範囲に定義される本発明の趣旨又は範囲から逸脱することなく、多数の修正及び変形を行うことができることが理解されよう。

【図1】

【図1A】

【図1B】

【図1C】

【図1D】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【外国語明細書】