MX2007002797A

MX2007002797A - Metodo para extraer etano del gas natural licuado.

Info

Publication number: MX2007002797A
Application number: MX2007002797A
Authority: MX
Inventors: Robert D Denton; Russell H Oelfke; Allen E Brimm
Original assignee: Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date: 2004-09-14
Filing date: 2005-08-17
Publication date: 2007-04-23
Also published as: EP1789739A1; EP1789739B1; KR101301013B1; EP1789739A4; US20080087041A1; WO2006031362A1; KR20070052310A; CA2578264A1; BRPI0515295B1; AU2005285436A1; JP2008513550A; NO20071839L; US8156758B2; JP4966856B2; BRPI0515295A; CN101027528B; CA2578264C; AU2005285436B2; CN101027528A

Abstract

Se divulgan metodos y sistemas para recuperacion de liquidos de gas natural (NGL) y un gas de ventas rico en metano presurizado de gas natural licuado (LNG). En ciertas modalidades, el LNG pasa a traves de un intercambiador de calor, para de esta manera calentar y vaporizar por lo menos una porcion del LNG. El LNG parcialmente vaporizado pasa a una columna de fraccionamiento donde se retiran una corriente liquida enriquecida con etano plus y una corriente de vapor rica en metano. La corriente de vapor rica en metano retirada pasa a traves del intercambiador de calor para condensar el vapor y producir una corriente de dos fases, que se separa en un separador por lo menos una porcion liquida rica en metano y una rocion de gas rica en metano. Una bomba presuriza la porcion liquida en metano antes de la vaporizacion y el suministro a una tuberia. La porcion de gas rica en metano se puede comprimir y combinar con la porcion liquida rica en metano vaporizada o se utiliza como combustible de sitio de planta.

Description

MÉTODO PARA EXTRAER ETANO DEL GAS NATURAL LICUADO ANTECEDENTES Campo de la Invención Las modalidades de la invención generalmente se relacionan a sistemas y métodos para procesar hidrocarburos. Más específicamente, las modalidades de la invención se relacionan a la recuperación de líquidos de gas natural y un gas de ventas rico en metano presurizado del gas natural licuado. Descripción de la Técnica Relacionada El gas natural comúnmente se recupera en áreas remotas donde la producción de gas natural excede la demanda dentro de un intervalo donde la transportación por tubería del gas natural es factible. Así, la conversión de la corriente de gas natural de vapor en una corriente de gas natural licuado (LNG) lo hace económico para transportar el gas natural en buques cisterna de LNG especiales a terminales de manejo y almacenamiento de LNG apropiadas donde existe demanda de mercado incrementada. El LNG luego puede ser revaporizado y utilizado como un combustible gaseoso para la transmisión a través de tuberías de gas natural a los consumidores . El LNG consiste principalmente de componentes de hidrocarburo saturados tal como metano, etano, propano, butano, etc. adicionalmente, el LNG puede contener cantidades pequeñísimas de nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. La separación del LNG proporciona una fracción gaseosa de calidad de tubería de principalmente metano que conforma las especificaciones de tubería y una fracción de hidrocarburo líquida menos volátil conocida como líquidos de gas natural (NGL) . El NGL incluye etano, propano, butano, y cantidades menores de otros hidrocarburos pesados. Dependiendo de las condiciones del mercado puede ser deseable recuperar el NGL debido a que sus componentes pueden tener un valor más alto como productos líquidos, donde se utilizan como materiales de alimentación petroquímicos, comparados a su valor como gas de combustible. Existen actualmente varias técnicas para separar el metano del NGL durante el procesamiento del LNG. La información que se relaciona a la recuperación de líquidos de gas natural y/o reevaporación de LNG se puede encontrar en: Yang, C.C. y colaboradores, "Cost effective design reduces C2 y C3 at LNG receiving termináis", Oil y Gas Journal, 26 de Mayo de 2003, pp. 50-53; US 2005/0155381 Al; US 2003/158458 Al; GB 1 150 798; FR 2 804 751 A; US 2002/029585; GB 1 008 394 A; 3,44,029; y S. Huang, y colaboradores, "Select the optimum Extraction Method for LNG Regasification", Hydrocarbon Processing, vol. 83, Julio de 2004, pp . 57.62. Existe, sin embargo, una necesidad por sistemas y métodos para procesar LNG que incrementen la eficiencia cuando separan el NGL de una corriente de gas rica en metano. Existe una necesidad adicional por sistemas y métodos para procesar LNG que sean capaz de la desviación selectiva del LNG de una ruta de flujo que evaporice tanto el metano como el etano plus dentro del LNG. BREVE DESCRIPCIÓN Las modalidades de la invención generalmente se relacionan a métodos y sistemas para la recuperación de líquidos de gas natural (NGL) y un gas de ventas rico en metano presurizado del gas natural licuado (LNG) . En ciertas modalidades, el LNG pasa a través de un intercambiador de calor, para de esta manera calentar y vaporizar por lo menos una porción del LNG. El LNG parcialmente vaporizado pasa a una columna de fraccionamiento donde una corriente líquida enriquecida con etano plus y una corriente de vapor rica en metano se retiran. La corriente de vapor rica en metano retirada pasa a través del intercambiador de calor para condensar el vapor y producir una corriente de dos fases, que se separa en un separador en por lo menos una porción líquida rica en metano y una porción de gas rica en metano. Una bomba presuriza la porción líquida rica en metano antes de la vaporización y el suministro a una tubería. La porción de gas rica en metano se puede comprimir y combinar con la porción líquida rica en metano vaporizada o se utiliza como combustible del sitio de planta.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Aspectos de modalidades específicas de la invención se muestran en el siguiente dibujo: la Figura 1 es un diagrama de flujo de un sistema de procesamiento para gas natural licuado. DESCRIPCIÓN DETALLADA Introducción y Definiciones Ahora será proporcionada una descripción detallada.

Cada una de las reivindicaciones adjuntas define una invención separada, que para propósitos de infracción es reconocida ya que incluye equivalentes a los diversos elementos o limitaciones especificados en las reivindicaciones. Dependiendo del contexto, todas las referencias enseguida a la "invención" pueden en algunos casos referirse a ciertas modalidades específicas únicamente.

En otros casos será reconocido que las referencias a la "invención" se referirán a la materia sujeto citada en una o más, pero no necesariamente todas, las reivindicaciones. Cada una de las invenciones ahora será descrita en mayor detalle enseguida, incluyendo modalidades específicas, versiones y ejemplos, pero las invenciones no se limitan a estas modalidades, versiones o ejemplos, que se incluyen para permitir a una persona que tiene habilidad ordinaria en la técnica hacer y usar las invenciones, cuando la información en esta patente se combina con la información y tecnología disponible. Varios términos como se utiliza en la presente se definen enseguida. A la extensión de un término utilizado en la reivindicación no se define enseguida, deberá ser dada la definición más amplia a las personas en la técnica pertinente que han dado el término como se refleja en una o más publicaciones impresas o patentes expedidas. El término "intercambiador de calor" significa ampliamente cualquier dispositivo capaz de transferir calor desde unos medios a otros medios, incluyendo particularmente cualquier estructura, por ejemplo, dispositivo comúnmente referido como un intercambiador de calor. Así, el intercambiador de calor puede ser una placa y estructura, coraza y tubo, espiral, orquilla, núcleo, núcleo y caldera, tubo doble o cualquier otro tipo o intercambiador de calor conocido. Preferiblemente, el intercambiador de calor es un tipo de aleta de placa de aluminio broncesoldada . El término "sistema de fraccionamiento" significa cualquier estructura que tiene una o más columnas de destilación, por ejemplo, una columna calentada que contiene charolas y/o empaquetado aleatorio o estructurado para proporcionar contacto entre los líquidos que caen hacia abajo y los vapores que se elevan hacia arriba. El sistema de fraccionamiento puede incluir una o más columnas para recuperar el NGL, que se puede procesar en una o más columnas de fraccionamiento adicionales para separar el NGL en productos separados que incluyen fracciones de etano, propano y butano plus. El término "gas natural licuado" (LNG) significa gas natural de un pozo de aceite crudo (asociado con gas) o de un pozo de gas (no asociado con gas) que está en forma líquida, por ejemplo, se ha sometido ha alguna forma de licuación. En general, el LNG contiene metano (como un componente principal junto con componentes menores tales como etano (Ci) e hidrocarburos más altos y contaminantes tales como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, y nitrógeno. Por ejemplo, la concentración Ci típica en el LNG (antes de la remoción de etano) está entre aproximadamente 87% y 92%, y la concentración C2 típica en el LNG es entre aproximadamente 4% y 12%. El término "rico en metano" se refiere ampliamente a cualquier vapor o corriente líquida, por ejemplo, después de el fraccionamiento del cual las cantidades de etano plus han sido recuperadas. Así, una corriente rica en metano tiene una concentración más alta de Ci que la concentración de Ci en el LNG. Preferiblemente, el incremento de concentración de Ci es de la remoción de por lo menos 95% del etano en el LNG y la remoción de sustancialmente todo del propano plus. Los términos "líquidos de gas natural" (NGL) y "etano plus" (C2+) se refieren ampliamente a hidrocarburos que tienen dos o más carburos tales como etano, propano, butano y posiblemente pequeñas cantidades de pentanos o hidrocarburos más altos. Preferiblemente, el NGL tiene una concentración de metano de 0.5 por ciento en mol o menos. El término "combustible del sitio de planta" se refiere al combustible requerido para correr y operar una planta que puede incluir un sistema para procesar LNG tal como se describe en la presente. Por ejemplo, la cantidad del combustible de sitio de planta puede ascender aproximadamente 1% de un suministro de gas producido por el sistema. Descripción de Modalidades Específicas En ciertas modalidades, un método para procesar gas natural licuado (LNG) incluye pasar el LNG a través de un intercambiador de calor para proporcionar LNG calentado, fraccionar el LNG calentado en una corriente de vapor rica en metano y una corriente de líquidos de gas natural (NGL) , pasar la corriente de vapor rica en metano a través del intercambiador de calor para transferir calor desde la corriente de vapor rica en metano al LNG que pasa a través del intercambiador de calor y proporcionar una corriente de dos fases que incluye una fase líquida en metano y una fase de vapor rica en metano separar la corriente de dos fases en por lo menos una porción rica líquida rica en metano, incrementar la presión de la porción líquida en metano para proporcionar una corriente líquida despedida y recuperar la corriente líquida despedida para proporcionar un gas de ventas para suministrar a una tubería. En otras modalidades, un sistema para procesar gas natural licuado (LNG) incluye un intercambiador de calor, una línea de entrada de LNG en comunicación fluida con una fuente de LNG y el intercambiador de calor, configurada tal que el LNG es capaz de pasar a través de la línea de entrada de LNG y el intercambiador de calor, un sistema de fraccionamiento en comunicación fluida con el intercambiador de calor, el sistema de fraccionamiento que tiene una primera salida para una corriente de vapor rica en metano y una segunda salida para una corriente de líquidos de gas natural (NGL) , un separador de vapor-líquido, una línea de condensación fluidamente conectada a la primera salida del sistema de fraccionamiento al separador de vapor-líquido, la línea de condensación que pasa a través del intercambiador, configurada tal que el calor de la corriente de vapor rica en metano se transfiere a cualquier LNG que pasa a través del intercambiador de calor, una bomba que tiene una entrada en comunicación fluida con un líquido recuperado en el separador de vapor-líquido, y un vaporizador en comunicación fluida con una salida de la bomba y una tubería para el suministro de gas de ventas. En otras modalidades, un método para procesar gas natural licuado (LNG) incluye (a) proporcionar LNG que contiene líquidos de gas natural (NGL) , (b) incrementar la presión del LNG a una primera presión para proporcionar LNG presurizado, (c) , pasar el NLG presurizado a través de un intercambiador de calor para calentar el LNG y proporcionar LNG calentado, (d) pasar el LNG calentado a un sistema de preparación que produce una corriente de vapor rica en metano y una corriente de NGL, (e) pasar la corriente de vapor rica en metano producida por el sistema de separación a través del intercambiador de calor, para proporcionar una corriente de dos fases que incluye una fase líquida y una fase de vapor, (f) separar la corriente de dos fases en por lo menos una porción líquida y una porción de gas, (g) incrementar la presión de la porción líquida producida por la corriente de vapor rica en metano que pasa a través del intercambiador de calor a una segunda presión que es más alta que la primera presión para proporcionar una porción líquida presurizada y (h) vaporizar por lo menos una porción de la porción líquida presurizada sin la remoción adicional de un componente de etano plus para producir un gas rico en metano, de presión alta. Descripción de Modalidades Mostradas en el Dibujo. La Figura 1 ilustra un ejemplo de uno o más métodos y sistemas para procesar LNG. Las líneas sólidas en la Figura 1 que conectan los diversos componentes denotan corrientes de hidrocarburos, por ejemplo, LNG fluyente o composiciones de LNG contenidos dentro de un conducto, por ejemplo, una tubería. Las estructuras tales como pestañas y válvulas no se muestran, pero antes se consideran ser parte del sistema. Cada corriente puede ser un líquido, gas, o una composición de dos fases como pueda ser el caso. Las flechas denotan la dirección del flujo de la corriente respectiva. Las líneas punteadas denotan las corrientes alternativas o adicionales. Un sistema de procesamiento de LNG 100 incluye un suministro de LNG 101, un intercambiador de calor primario 122, una columna de fraccionamiento 128 y un separador de salida 144. El suministro de LNG 101 se alimenta de un tanque de LNG 102 donde una corriente de vapor de ebullición 104 del tanque LNG 102 se comprime mediante un compresor de alimentación 106 y una corriente de líquido LNG 108 del tanque LNG 102 se incrementa en presión mediante una bomba de alimentación preliminar 110 antes del mezclado en un mezclador de alimentación 111 donde el vapor en ebullición comprimido se condensa a fin de proporcionar una corriente de alimentación líquida de LNG de fase sola 112. La corriente de alimentación líquida LNG 112 pasa a una bomba de alimentación principal 114 para incrementar la presión de la corriente de alimentación líquida LNG 112 a una presión de operación deseada que depende en la variedad de factores, por ejemplo, los parámetros de operación de la columna de fraccionamiento 128 y la composición de NGL para ser recuperado. La salida de la bomba 114 crea una corriente de alimentación presurizada 116. Preferiblemente, la presión de operación de la corriente de alimentación presurizada 116 está entre aproximadamente 500 y 600 psia. Alternativamente, la presión de operación puede variar de tan baja como 200, o 300, o 400 psia a tal alta como 700, u 800, o 900 psia. En algunas aplicaciones, el suministro de LNG 101 es una presión de operación suficiente tal que el suministro de LNG 101 se alimenta en el intercambiador de calor 122 sin el requerimiento del incremento en la presión. Una porción de la corriente de alimentación presurizada 116 se puede separar para proporcionar una corriente de reflujo 118 que proporciona un reflujo externo para la columna de fraccionamiento 128. La corriente de alimentación presurizada 116 se alimenta al intercambiador de calor primario 122 donde la corriente de alimentación presurizado 116 se caliente y parcialmente o completamente se evaporiza. La corriente de alimentación presurizada 116 está preferiblemente a una temperatura de aproximadamente menos 121°C (-150°F) antes de que entre al intercambiador de calor primario 122. La corriente de alimentación pasa a través del intercambiador de calor primario 122, luego también puede pasar a través de un suministro de calor externo 124, por ejemplo, un vaporizador de alimentación opcional, que proporciona calentamiento adicional. En una característica ventajosa particular, el suministro de calor externo 124 puede proporcionar modulación de temperatura antes de la alimentación de la corriente de LNG a un separador desmetanizador 126 como una corriente de alimentación calentada 125 a una temperatura que es preferiblemente de manera aproximada menos 48°C (-120°F), pero alternativamente puede variar de un punto bajo de -71°C (-160°F) o -65°C (-150°F), o -60°C (-140°F), a un punto alto de -43°C (-110°F), o -38°C (-100°F), o -32°C (-90°F). El separador desmetanizador 126 es preferiblemente una columna de fraccionamiento, y se puede omitir, combinada con o una parte integral de la columna de fraccionamiento 128 en algunas modalidades, por ejemplo, para formar un sistema de fraccionamiento. El separador desmetanizador 126 proporciona la separación de la corriente de alimentación calentada 125 en una fase de gas que forma una corriente de vapor rica en metano 136 y una fase líquida que forma una corriente de alimentación de columna de fraccionamiento 127. La corriente de alimentación de columna de fraccionamiento 127 entra a la columna de fraccionamiento 128 y se fracciona en una corriente de producto de arriba rica en metano 134 y una corriente de NGL 132. Un rehervidor 130 para la columna de fraccionamiento 128 adiciona calor para facilitar las operaciones de destilación e incrementa la remoción del metano del NGL. El rehervidor 130 puede adicionar calor mediante uno o más vaporizadores de combustión sumergidos o un sistema de calentamiento solo permanente.

La corriente de alimentación del producto de arriba rica en metano 134 de la columna de fraccionamiento 128 se mezcla con la corriente de vapor rica en metano 136 en un mezclador de vapor 138 para proporcionar una corriente de vapor rica en metano combinada 140. La corriente de vapor 140 pasa a través del intercambiador de calor primario 122 donde la corriente de vapor 140 intercambia calor con la corriente de alimentación 116, utilizando efectivamente de esta manera el potencial de refrigeración del suministro de LNG 101 el cual está preferiblemente a una temperatura de aproximadamente -121°C (-250°F) antes de que entre al intercambiador de calor, pero también puede estar en cualquier temperatura deseable, por ejemplo, que varía de un punto alto de menos 107°C (-225°F), o -93°C (-200°F) a un punto bajo de -135°C (-275°F) . En por lo menos una característica ventajosa, la corriente de vapor 140 no se comprime antes de ser pasada a través del intercambiador primario 122 a fin de incrementar la eficiencia en el sistema 100, basado en la premisa de que la compresión de gas requiere más energía que el bombeo de líquido. Así, la compresión de la corriente de vapor 140 antes de la condensación antes de la condensación de la corriente de vapor 140 en el intercambiador de calor primario 122 requiere más energía que la energía consumida por el sistema 100 mostrado en la Figura 1. La corriente de vapor 140 se condensa parcialmente en el intercambiador de calor 122 y sale del intercambiador de calor 122 como una corriente de dos fases 142. Preferiblemente, por lo menos 85% de la corriente de vapor 140 se condensa en un líquido en el intercambiador de calor 122. Más preferiblemente por lo menos 90% de la corriente de vapor 140 se condensa en un líquido en el intercambiador de calor 122; y mucho más preferiblemente por lo menos 95% de la corriente de vapor 140 se condensa en un líquido intercambiador de calor 122. Aun si las condiciones de servicio se presentan para permitir la mayoría del vapor ser condensado, normalmente será deseable dejar algo del vapor residual. El compresor, por ejemplo, el compresor 158 discutido enseguida, debe ser dimensionado para manejar los transcientes, que pueden generar vapor durante la operación de estado no permanente. La corriente de dos fases 142 se separa en una corriente líquida rica en metano 146 y una corriente de gas de salida rica en metano 148 en un separador de salida 144, por ejemplo, un tambor de evaporación instantánea de dos fases. Así, la mayoría de la corriente de vapor 140 forma la corriente líquida rica en metano 146 que puede fácilmente ser bombeada a la presión de envío mediante una bomba de envío 150 sin requerir compresión costosa e ineficiente. Del mismo modo, únicamente una porción menor de la corriente forma la corriente de gas de salida 148 que requiere refuerzo a la presión de envío mediante un compresor de envío 158. Después del bombeo la corriente líquida 146 a la presión de envío y la refuerzo de la corriente de gas de la salida 148 a la presión de envío, el vaporizador de envío 152 y el calentador 160, que pueden tanto ser vaporizadores de agua de cremallera abierta o vaporizadores de combustión sumergidos, proporcionan una corriente de gas de salida calentada 161 y una corriente de gas de salida vaporizada y calentada 153, respectivamente. Por lo tanto, la corriente de gas de salida calentada 161 y la corriente de gas de salida vaporizada y calentada 153 pueden combinarse en un mezclador de salida 154 para suministro de una corriente de gas de suministro rica en metano 156 al mercado (por ejemplo, una tubería de gas que transporta gas a presión alta tal como arriba de 800 psia) . En un aspecto particularmente ventajoso, el sistema 100 además permite cambiar entre un "modo de recuperación de NGL y un modo de rechazo de NGL". En el modo de recuperación de NGL, la mayoría sino todo del NGL se extrae del suministro de LNG 101 antes de la evaporización del suministro del LNG 101, tal como se describe en lo anterior. Sin embargo, en el modo de rechazo de NGL, todo del suministro del LNG 101 (incluyendo las fracciones de etano plus) se evaporiza para suministro al mercado mediante una ruta desviada 300 (ver líneas quebradas). La bomba 110, 114, 150 se pueden utilizar para proporcionar el incremento necesario en la presión al suministro de LNG 101 a fin de alcanzar la presión de envío. Además, las fuentes de calor tal como el rehervidor 130, vaporizadores 124, 152 y el calentador 160 proporcionan suficiente energía para calentar y evaporizar el suministro de LNG 101 a la temperatura de envío después de que se presuriza por las bombas 110, 114, 150. Las válvulas y conductos adicionales se pueden utilizar para desviar los componentes (por ejemplo, el separador desmetanizador 126 y la columna de fraccionamiento 128) no se utilizan durante el modo de rechazo de NGL y para arreglar las bombas adelante de la fuente de calor durante el modo de rechazo de NGL. La Figura 1 además ilustra numerosas opciones, como se indica por las líneas de rayas y combinaciones de las mismas. Por ejemplo, el reflujo externo para la columna de fraccionamiento 128 se puede proporcionar de varias fuentes diferente a la corriente de reflujo 118 y la corriente de alimentación presurizada 116 puede proporcionar potencial de refrigeración del suministro de LNG 101 a los intercambiadores de calor adicionales que se pueden utilizar en el sistema 100 después del intercambiador de calor primario 122. En una o más alternativas, por lo menos una porción de la corriente de gas de salida rica en metano 148 se puede desviar a una corriente de combustible de sitio de planta 200 que se puede calentar y utilizar para correr y operar el sistema 100 y la planta acompañante.

En un aspecto adicional o alternativo, la corriente líquida rica en metano 146 se puede separar para proporcionar una corriente de reflujo escasa 400 que se puede incrementar en presión mediante una bomba 402 antes de entrar a la columna de fraccionamiento 128 como una corriente de reflujo interna escasa 404. A fin de mejorar adicionalmente la efectividad de la corriente de reflujo externa escasa 404 en la remoción de hidrocarburo más pesados del producto de arriba de la columna de fraccionamiento 128, la corriente de reflujo externa escasa 404 se puede enfriar mediante un intercambiador de calor de reflujo (no mostrado) que actúa para enfriar la corriente de reflujo externa escasa 404 contra la corriente de alimentación presurizada 116. En un aspecto adicional, el sistema 100 puede incluir un condensador 500 en comunicación fluida (por ejemplo, ruta de flujo 501) con un intercambiador de calor de condensador 502. El condensador 500 puede ser una parte separada o integral de una sección de rectificación de la columna de fraccionamiento 128. El calor de la parte de arriba de la torre de fraccionamiento se intercambia directa o indirectamente con la corriente de alimentación presurizada 116 por la vía del intercambiador de calor condensador 502 a fin de proporcionar una corriente de reflujo de condensador 504 para la columna de fraccionamiento 128. Los reflujos externos proporcionan utilidad particular para remover los hidrocarburos más altos que el etano del suministro de LNG 101 e incrementar el porcentaje del NGL removido de la corriente de la parte de arriba rica en metano 134. En otra modalidad en donde por lo menos una porción de la corriente de NGL 132 no se suministra directamente al mercado a presión alta, el sistema 100 puede incluir un intercambiador de calor de NGL 600 para enfriar la corriente NGL 132 contra la corriente de alimentación presurizada 116 de modo que existe evaporación instantánea mínima una vez que la corriente de NGL 132 se reduce a presión atmosférica para almacenamiento en un tanque de etano 602 o suministro en una corriente de NGL de salida 604 a presión atmosférica. Una corriente de gas de evaporación instantánea 606 del tanque de etano 602 se puede comprimir mediante un compresor de etano 608 y alimentar al fondo de la columna de fraccionamiento 128 a fin de incrementar la recuperación del NGL incrementada por la vía de la corriente NGL 132, para evitar el ensanchamiento de la corriente de gas de evaporación instantánea 606, y reducir el trabajo del rehervidor 130. Descritos enseguida están los ejemplos de aspectos de los procesos descritos en la presente, utilizando (pero no limitado a los caracteres de la referencia en la Figura 1 cuando es posible para claridad. Un método para procesar LNG incluye pasar LNG presurizado 116 a través de un intercambiador de calor 122 para proporcionar LNG calentado 125, fraccionar el LNG calentado 125 en una corriente de vapor rica en metano 134 y una corriente de NGL 132, pasar la corriente de vapor 134 a través del intercambiador de calor 122 para proporcionar una corriente de dos fases 142 que incluye una fase líquida y una fase de vapor, separar la corriente de dos fases 142 en una por lo menos una porción líquida 145 y una porción de gas 148, incrementar la presión de la porción líquida 146 para proporcionar una corriente de líquido de envío, y recuperar la corriente de líquido de envío para la evaporización y suministro al mercado 153. Otro método para evaporizar LNG incluye proporcionar un sistema de evaporización 100 que tiene un modo de recuperación de NGL para separar sustancialmente metano de NGL y un modo de rechazo de NGL y cambio del sistema de evaporización 100 entre los modos de recuperación y de rechazo, en donde los modos utilizan bombas comunes 110, 114, 150 y fuentes de calor 124, 130, 152, 160. EJEMPLOS Ejemplo 1 Se lleva a cabo una masa hipotética y el balance de energía en relación con el proceso mostrado en la línea sólida en la Figura 1. Los datos se generaron utilizando un programa de simulación de proceso comercialmente disponible llamado HYSYS™ (disponible de Hyprotech Ltd. Of Calgary, Canadá) . Sin embargo, se contempla que otros programas de simulación de proceso comercialmente disponibles se pueden utilizar para desarrollar los datos, incluyendo HYSIM™, y ASPEN PLUS™. Los datos asumieron que la alimentación presurizada 116 tuvo una composición de LNG típica como se muestra en la Tabla 1. Los datos presentados en la Tabla 1 se pueden variar en numerosas maneras en vista de las enseñanzas en la presente, y se incluye para proporcionar un mejor entendimiento del sistema mostrado en la línea sólida en la Figura 1. El sistema da por resultado la recuperación de 95.7% (41290 BPD) de etano de LNG mientras que suministra 1027 MMSCFD de gas rico en metano para suministro a 1.7°C (35°F) y 1215 psia. r Ejemplo 2 La Tabla 2 muestra una parte de otra simulación, que proporciona una comparación de un modo de recuperación del NGL (utilizando la modalidad mostrada en la línea sólida en la Figura 1) con un modo de rechazo de NGL, en donde el sistema se cambia para vaporizar todo el suministro de LNG 101. Como se ve, el modo de recuperación de NGL requiere un requerimiento adicional de aproximadamente 5320 HPO comparado al modo de rechazo NGL. Además, la carga de evaporización de agua para el modo de recuperación de NGL disminuye por aproximadamente 9% comparado al modo de rechazo de NGL. Así, las utilidades requeridas para proporcionar ya sea agua de enfriamiento o agua de mar para la vaporización que es suficiente para manejar el modo de recuperación de NGL.

Ejemplo 3 La Tabla 3 ilustra ejemplos de intervalos de concentración alternativos diferentes de Ci y C2+ en varias corrientes mostradas en la Figura 1.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para procesar gas natural licuado (LNG), caracterizado porque comprende: pasar LNG a través de un intercambiador de calor para proporcionar LNG calentado; fraccionar el LNG calentado en una corriente de vapor rica en metano y una corriente de líquidos de gas natural (NGL) ; pasar la corriente de vapor rica en metano a través del intercambiador de calor para transferir calor desde la corriente de vapor rica en metano al LNG que pasa a través del intercambiador de calor y proporcionar una corriente de dos fases que incluye una fase líquida rica en metano y una fase de vapor rica en metano; separar la corriente de dos fases en por lo menos una porción líquida rica en metano y una porción de gas rica en metano; incrementar la presión de la porción líquida rica en metano para proporcionar una corriente líquida de envío; recuperar la corriente líquida de envío para proporcionar un gas de ventas para suministro a una tubería; y desviar el LNG en un tiempo predeterminado a una ruta de flujo desviada que desvía el fraccionamiento para proporcionar gas de ventas que incluye metano y etano plus para suministro a la tubería. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la concentración de metano del gas de venta es sustancialmente la misma como la concentración de metano de la concentración líquida rica en metano. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fraccionamiento del LNG calentado ocurre en una torre de fraccionamiento, que produce la corriente de vapor rica en metano en una presión de salida inferior, y en donde la presión de la corriente de vapor rica en metano que entra al intercambiador de calor es sustancialmente la misma presión como la presión de salida de la torre. 4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de la corriente de vapor rica en metano a través del intercambiador de calor ocurre sustancialmente sin incrementar la presión de la corriente de vapor rica en metano. 5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende incrementar la presión del LNG antes de pasar el LNG a través del intercambiador de calor. 6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: mezclar una corriente de vapor de ebullición comprimida de un tanque de LNG con una corriente líquida de LNG del tanque de LNG incrementado a una primera presión, en donde el mezclado proporciona una corriente de alimentación de LNG; e incrementar la presión de la corriente de alimentación de LNG a una segunda presión para proporcionar el LNG para pasar a través del intercambiador de calor. 7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase líquida rica en metano constituye por lo menos 85 por ciento en peso de la corriente de dos fases. 8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase líquida rica en metano constituye por lo menos 95 por ciento en peso de la corriente de dos fases. 9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de la corriente de vapor rica en metano a través del intercambiador de calor ocurre sin incrementar la presión de la corriente de vapor rica en metano, y en donde la fase líquida rica en metano ocupa por lo menos 85 por ciento de la corriente de dos fases. 10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente líquida de envío está en una presión de por lo menos 1000 psia. 11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el suministro de gas de venta a una tubería incluye transportar gas rico en metano a una presión de por lo menos 800 psia por la vía de la tubería. 12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de vapor rica en metano y la corriente líquida de envío cada una tiene una concentración de metano de por lo menos 98 por ciento en mol. 13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de NGL tiene una concentración de etano plus de por lo menos 98 por ciento en mol . 14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende utilizar por lo menos parte de la porción de gas rica en metano como un combustible de sitio de planta. 15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende elevar la presión de por lo menos parte de la porción de gas rica en metano para el suministro a la tubería. 16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende el intercambio de calor de la corriente de NGL con el LNG calentado para enfriar la corriente de NGL. 1 . El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende separar una parte de la porción líquida rica en metano en una corriente de reflujo que proporciona un reflujo para fraccionar el LNG calentado. 18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: separar una parte de la porción líquida rica en metano en una corriente de reflujo; y enfriar la corriente de reflujo contra el LNG calentado para proporcionar un reflujo para fraccionar el LNG calentado . 19. Un método para procesar gas natural licuado (LNG), caracterizado porque comprende: pasar LNG a través de un intercambiador de calor para proporcionar LNG calentado; fraccionar el LNG calentado en una corriente de vapor rica en metano y una corriente de líquidos de gas de natural (NGL) ; pasar la corriente de vapor rica en metano a través del intercambiador de calor para transferir calor de la corriente de vapor ruca en metano al LNG que pasa a través del intercambiador de calor y proporcionar una corriente de dos fases que incluye una fase líquida rica en metano y una fase de vapor rica en metano; separar la corriente de dos fases por lo menos una porción líquida rica en metano y una porción de gas rica en metano; incrementar la presión de la porción líquida rica en metano para proporcionar una corriente líquida de envío; recuperar la corriente líquida de envío para proporcionar un gas de ventas para suministro a una tubería; intercambiar el calor de la corriente del LNG con el NGL calentado para proporcionar una corriente de NGL enfriada; y evaporar instantáneamente la corriente de NGL enfriada a la presión sustancialmente atmosférica para proporcionar una corriente de NGL evaporada instantáneamente. 20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque además comprende: pasar la corriente de NGL evaporada instantáneamente al almacenamiento. 21. Un método para procesar gas natural licuado (LNG), caracterizado porque comprende: pasar LNG a través de un intercambiador de calor para proporcionar LNG calentado; fraccionar el LNG calentado en una corriente de vapor rica en metano y una corriente de líquidos de gas natural (NGL) ; pasar la corriente de vapor rica en metano a través del intercambiador de calor para transferir calor de la corriente de vapor rica en metano al LNG que pasa a través del intercambiador de calor y proporcionar una corriente de dos fases que incluye una fase líquida rica en metano y una fase de vapor rica en metano; separar la corriente de dos fases en por lo menos una porción líquida rica en metano y una porción de gas rica en metano; incrementar la presión de la porción líquida rica en metano para proporcionar una corriente líquida de envío; recuperar la corriente líquida de envío para proporcionar un gas de ventas para suministro a una tubería; y dividir una porción del LNG en una corriente de reflujo que desvía el intercambiador de calor y proporciona un reflujo para fraccionar el LNG calentado. 22. Un método para procesar gas natural licuado (LNG) , caracterizado porque comprende (a) proporcionar LNG que contiene líquidos de gas natural (NGL) ; (b) incrementar la presión del LNG a una primera presión para proporcionar LNG presurizado, (c) pasar el NLG presurizado a través de un intercambiador de calor para calentar el LNG y proporcionar LNG calentado, (d) pasar el LNG calentado a un sistema de preparación que produce una corriente de vapor rica en metano y una corriente de NGL, (e) pasar la corriente de vapor rica en metano producida por el sistema de separación a través del intercambiador de calor, para proporcionar una corriente de dos fases que incluye una fase líquida y una fase de vapor, (f) separar la corriente de dos fases en por lo menos una porción líquida y una porción de gas, (g) incrementar la presión de la porción líquida a una segunda presión que es más alta que la primera presión para proporcionar una porción líquida presurizada; y (h) vaporizar por lo menos una porción de la porción líquida presurizada sin la remoción adicional de un componente de etano plus para producir un gas de alta presión rico en metano; (i) proporcionar por lo menos parte de una tarea de refrigeración para el sistema de fraccionamiento al retirar una fracción del NLG antes de que se caliente y al pasar la fracción retirada al sistema de fraccionamiento. 23. El proceso de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende proporcionar por lo menos parte de un trabajo de refrigeración para el sistema de fraccionamiento al pasar por lo menos una porción de la corriente de vapor rica en metano producida por el sistema de fraccionamiento en un el intercambiador de calor con el LNG para efectuar el enfriamiento de la corriente de vapor rica en metano, y pasar por lo menos una porción- de la corriente enfriada al sistema de fraccionamiento. 24. El proceso de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende pasar por lo menos una porción de la corriente de vapor rica en metano producida por el sistema de fraccionamiento en el intercambiador de calor en el LNG para efectuar el enfriamiento de la corriente de vapor rica en metano y pasar por lo menos una porción de la corriente enfriada al sistema de fraccionamiento. 25. El proceso de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque la corriente de NGL tiene etano como un componente predominante. 26. El proceso de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque la presión del LNG de la etapa (a) es en o cerca de la presión atmosférica. 27. El proceso de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque la primera presión varía de 400 psia a 600 psia. 28. El proceso de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque la segunda presión varía de 1000 psia a 1300 psia. 29. Un sistema para procesar gas natural licuado (LNG), caracterizado porque comprende: un intercambiador de calor; una línea de entrada LNG en comunicación fluida con una fuente de LNG y el intercambiador de calor, configurado tal que el LNG es capaz de pasar a través de la línea de entrada de LNG y el intercambiador de calor; un sistema de fraccionamiento en comunicación líquida con el intercambiador de calor, el sistema de fraccionamiento que tiene una primera salida para una corriente de vapor rica en metano y una segunda salida para una corriente de líquidos de gas natural (NGL) ; un separador de vapor-líquido; una línea de condensación que se conecta fluidamente a la primera salida del sistema de fraccionamiento al separador de vapor-líquido, la línea de condensación que pasa a través del intercambiador de calor, configurada tal que el calor de la corriente de vapor rica en metano se transfiere a cualquiera LNG que pasa a través del intercambiador de calor; una bomba que tiene una entrada en comunicación fluida con un líquido recuperado en el separador de vapor-líquido; un vaporizador en comunicación fluida con una salida de la bomba y una tubería para el suministro de gas de ventas; y en donde el sistema de fraccionamiento comprende una entrada de reflujo en comunicación fluida con una porción de la línea de entrada de LNG. 30. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la línea de condensación conecta a la primera salida del sistema de fraccionamiento al intercambiador de calor sin proporcionar un incremento a la presión a la corriente de vapor rica en metano . 31. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque además comprende un intercambiador de calor de NGL en comunicación fluida con la segunda salida del sistema de fraccionamiento para enfriar el NGL contra con el LNG mientras que el LNG pasa a través del intercambiador de calor de NGL. 32. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque además comprende un condensador para el sistema de fraccionamiento que proporciona reflujo al mismo, en donde el condensador proporciona el intercambio de calor contra el LNG mientras que el LNG pasa a través del condensador. 33. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el separador de vapor-líquido además incluye una salida de vapor en comunicación fluida con la tubería. 34. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el separador de vapor-líquido además incluye una salida de vapor en comunicación fluida con la tubería y una línea de combustible de sitio de planta. 35. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el sistema de fraccionamiento comprende una entrada de reflujo en comunicación fluida con una porción de líquido recuperado en el separador de vapor-líquido.