JP2004536265A - 加圧液化天然ガスの標準的液化天然ガス貯蔵設備への荷降ろし - Google Patents

加圧液化天然ガスの標準的液化天然ガス貯蔵設備への荷降ろし Download PDF

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Abstract

通常のLNGに適するコンテナ及び蒸発設備を備えた輸入ターミナルに加圧液化天然ガスを搬送するためのシステム（10）及び方法を提供する。
【選択図】図１

Description

【０００１】
（技術分野）
本発明は加圧液化天然ガスを輸入ターミナルに搬送するためのシステム及び方法に関し、前記輸入ターミナルは大気圧における通常の液化天然ガスに適する貯蔵タンク及び蒸発設備を含む。加圧液化天然ガスの積荷又はそのいずれかの留分は、通常の液化天然ガスに変換されて、通常の液化天然ガスに適する貯蔵タンクに送られる。通常の液化天然ガスに変換されない積荷のいずれもは、パイプライン規格まで圧縮され温められ得る。次に、前記ガスは発送パイプラインへ通され得る。
（背景技術）
次の詳述では、種々の用語が定義される。便宜上、本明細書中でクレームの直前に用語の解説を提供する。
大量の天然ガス（すなわち、主としてメタン）が世界の遠隔地で産出されている。前記ガスは、市場まで経済的に輸送され得る場合に、実質的な価値を有する。産出地域が市場に対して妥当な近さにあって、その2つの位置間の地形が許す場合は、前記ガスが典型的には海面下及び/又は陸上にあるパイプラインを通じて輸送される。しかしながら、ガスが産出される場所にパイプラインを敷設することが実行不可能であるか又は経済的に法外である場合は、前記ガスを市場まで到達させるために他の技術を用いなければならない。
ガスの非パイプライン輸送のために一般的に用いられる技術は、産出場所又はその付近でガスを液化してから、輸送船に乗せた特別設計の貯蔵タンクで液化天然ガスを市場に輸送することを含む。前記天然ガスは液体状態まで冷却及び圧縮されて、実質的な大気圧、約−162℃（−260°F）の温度の液化天然ガス（“LNG”）が製造され、従って特定の貯蔵タンクに貯蔵され得るガスの量は有意に増加する。一旦LNG輸送船がその目的地に到着すると、典型的にはLNGが前記輸送船から他の貯蔵タンクへ荷降ろしされ、次に前記LNGは必要に応じて再蒸発させられてもよく、ガスとしてパイプライン等を通じて消費者に輸送され得る。
【０００２】
対応する国際公開番号WO 98/59085を有し、“液化天然ガスの加工、貯蔵及び輸送のための改良システム”と題される米国特許第6,085,528号（“PLNG特許”）は、約1035 kPa（150 psia）から約7590 kPa（1100 psia）の広範囲な圧力で、約−123℃（−190°F）から約−62℃（−80°F）の広範囲な温度にて加圧液化天然ガス（PLNG）を貯蔵し海面下輸送するためのコンテナ及び輸送船を開示している。前記PLNG特許で開示されるコンテナは極めて高強度の低合金鋼で構成され、前記低合金鋼は9質量％より少ないニッケルを含み、かつ830 MPa（120 ksi）より大きな引張強さ及びPLNGを収容するのに充分な靭性を有する。対応する国際公開番号WO 00/57102を有し、“液化天然ガスの製造及び貯蔵のための改良システム及び方法”と題される米国特許出願第09/495831号（“PLNG特許出願”）も、PLNGの貯蔵及び輸送のためのコンテナを開示している。前記PLNG特許出願で開示されるコンテナは、複合材料から作られたロードベアリング(load-bearing)容器及びその容器に接触している実質的に不透過性の非ロードベアリング・ライナーを含む。PLNGを貯蔵することに適するコンテナのいずれもは、これ以降PLNGコンテナと呼ぶこととする。LNGを貯蔵することに適するがPLNGを貯蔵することには適さないコンテナのいずれもは、これ以降LNGコンテナと呼ぶこととする。
PLNGは、輸入ターミナルにおいて加圧PLNGコンテナへと荷降ろしされ得る。それは例えば置換した蒸気の一部を使用することによって行われ、輸送船上のPLNGコンテナにおける最低限必要な圧力が維持される。しかしながら、通常のLNGコンテナを備えているがPLNGコンテナを備えていない通常のLNG輸入ターミナルに、PLNGを搬送することが望まれ得る。
前述の技術の向上にも関わらず、我々の知るところでは、LNGコンテナ及びLNGに適する蒸発設備を備えた輸入ターミナルにPLNGを搬送するためのシステム及び方法が現在のところは存在していない。前記システム及び方法を有することは好都合であろう。
従って本発明の目的は、前記システム及び方法を提供することである。本発明の他の目的は、次の本発明の説明によって明らかにされるであろう。
【０００３】
（発明の要約）
本発明の上述する目的と一致して、LNGコンテナ及びLNGに適する蒸発設備を備えた輸入ターミナルにPLNGを搬送するためのシステム及び方法が提供される。本発明のシステムは、次のものを含む：
(a)約1035 kPa（150 psia）から約7590 kPa（1100 psia）の圧力で、約−123℃（−190°F）から約−62℃（−80°F）の温度にて一つ以上のPLNGコンテナに貯蔵される加圧液化天然ガスであって、前記PLNGコンテナが前記圧力及び温度条件で加圧液化天然ガスを収容するのに充分な強度及び靭性を有する前記加圧液化天然ガス；
(b)液化天然ガスを実質的な大気圧で、約−162℃（−260°F）の温度にて貯蔵することに適する、一つ以上のLNGコンテナ；
(c)前記一つ以上のPLNGコンテナから前記加圧液化天然ガスの少なくとも一部分を除去しその圧力を減少させる手段であって、除去される加圧液化天然ガスが実質的なガス部分及び実質的な液体部分を含んでいる前記手段；
(d)前記実質的なガス部分と前記実質的な液体部分とを分離することに適する分離装置；
(e)前記実質的なガス部分を所望の圧力まで加圧することに適する加圧装置；
(f)加圧した実質的なガス部分をガス部分の目的地まで搬送することに適するガス搬送装置；
(g)前記実質的な液体部分の圧力を一つ以上の工程において実質的な大気圧まで減少させることに適する減圧装置；及び
(h)実質的な大気圧の液体部分を前記一つ以上のLNGコンテナに搬送することに適する液体搬送装置。
一態様では、加圧液化天然ガスの少なくとも一部分の圧力を減少する手段が、本質的には膨張からなる。本発明の方法は、次の工程を含む：
(a)加圧液化天然ガスを約1035 kPa（150 psia）から約7590 kPa（1100 psia）の圧力で、約−123℃（−190°F）から約−62℃（−80°F）の温度にて一つ以上のPLNGコンテナに貯蔵する工程であって、前記PLNGコンテナが前記圧力及び温度条件で加圧液化天然ガスを収容するのに充分な強度及び靭性を有する前記工程；
(b)前記一つ以上のPLNGコンテナから前記加圧液化天然ガスの少なくとも一部分を除去しその圧力を減少させる工程であって、除去される加圧液化天然ガスが実質的なガス部分及び実質的な液体部分を含んでいる前記工程；
(c)前記実質的なガス部分と前記実質的な液体部分とを分離する工程；
(d)前記実質的なガス部分を所望の圧力まで加圧する工程；
(e)加圧した実質的なガス部分をガス部分の目的地まで搬送する工程；
(f)前記実質的な液体部分の圧力を一つ以上の工程において実質的な大気圧まで減少させる工程；及び
(g)実質的な大気圧の液体部分を一つ以上のLNGコンテナまで搬送する工程であって、前記LNGコンテナが実質的な大気圧で、約−162℃（−260°F）の温度にて液化天然ガスを貯蔵することに適する前記工程。
前記PLNGコンテナからPLNGを除去するプロセスでは、置換蒸気が、残存する積荷の圧力を維持し自動冷蔵を妨げることに用いられ得る。一態様では、加圧液化天然ガスの少なくとも一部分の圧力を減少させることが、本質的には加圧液化天然ガスを膨張させることからなる。
【０００４】
PLNGの全部又は一部分は、一つ以上の液体膨張器(liquid expander)及び/又はJoule-Thompson弁のような制御弁を直列に通って、LNGコンテナへ降ろされる。生じるフラッシュ蒸気は、膨張器(expander)及び制御弁の下流のフラッシュ容器から収集されて、前記蒸気をパイプライン搬送圧力まで再圧縮するために設計された圧縮システムへと供給される。輸送船上のPLNGコンテナを荷降ろしするための置換蒸気は、必要に応じて、販売ガスパイプラインに向けて再圧縮される蒸気から引き抜かれ得る。
一態様では、加圧低温液体流の主な等エンタルピー膨張及び/又は等エントロピー膨張並びに部分的な蒸発が、残存する（蒸発していない）液体を冷却するために必要な実質的に全ての冷蔵を供給し得る。その結末は、本質的な大気圧にてバブルポイント温度まで冷却された通常のLNG製品である。次にこの液体は、LNGコンテナを含む既存の通常のLNG輸入ターミナル設備に貯蔵されて、最終的には使用のために再蒸発させられ得る。PLNGの少なくとも一部分のみが圧力を低下させられる場合は、残存するPLNGが、利用可能な方法、例えば米国特許第6,112,528号に開示される方法によって荷降ろしされ蒸発させられ得る。前記方法は本発明を制限しない。
【０００５】
（発明の詳細な説明）
貯蔵PLNGはPLNGコンテナから加圧された状態で排出され、液体膨張器及び/又はJoule-Thompson制御弁を用いて一つ以上の減圧段階を直列に通って実質的な大気圧まで減圧され、通常のLNGが製造される。圧力低下に付随する蒸気は、分離容器から回収されて、販売ガス圧力まで圧縮される。蒸気の一部分は、必要であれば、輸送船上のPLNGコンテナから荷降ろしされるPLNGを置換することに用いられ得る。
多段階減圧プロセスから生じるLNGは、通常のLNGコンテナに送られる。続いて前記LNGは、販売ガスパイプラインまで搬送するために、ポンプで販売ガス圧力まで高められて、通常のLNG蒸発器のどの種類でも蒸発させられ得る。
本発明に従うシステム10の実施例は、図１によって説明されている。本発明は、提示する実施例によって制限されない。最適なシステムプロセス配置は、ガス組成及び地域特有の経済に伴って変動するであろう。本明細書で具体的に考察されない多数の変形、例えば一段階のみを有するシステムは、本発明の範囲内であると考えられる。非限定的な本実施例では、939 K std m3/hr（800 MSCFD）の標準的再ガス化等価物を有するPLNGが、輸送船（図示せず）に積載されたPLNGコンテナ12から荷降ろしされる。PLNG積荷は、通常のLNG貯蔵圧力、すなわち実質的な大気圧まで低下させられる。本実施例では、流れ(stream)のおよそ半分がLNGに変換されて通常のLNGコンテナに貯蔵される。他半分は、フラッシュガスとして回収されて販売品へと圧縮される。
【０００６】
やや詳しくは、約30.4 bar（441 psia）、約−96℃（−140°F）のPLNG供給製品がPLNGコンテナ12から、約939 K std m3/hr（800 MSCFD）の標準再ガス化等価速度（standard regasified equivalent rate）でライン15を通って液体アキュムレータ14へ荷降ろしされる。PLNGコンテナ12では、ライン100を通って入る蒸気によって圧力が維持される。前記蒸気は、前記プロセスから又は当業者によく知られているであろう他の許容されるいずれかの供給源からスリップストリームを取り入れることによって得られ得る。本態様では、前記蒸気がPLNGコンテナ12の中で容量分析的にPLNGと置換わる。液体アキュムレータ14は、残りのプロセスに対して実質的に安定な供給速度を提供する。約30.4 bar（441 psia）、約−96℃（−140°F）の蒸気又はガス供給製品のいずれも（わずかな容積）は、液体アキュムレータ14の中で液体供給製品から分離されて、ライン17を経由して第一弁18を通って流れる。存在するガスPLNGのいずれもは、第一弁18を約21.0 bar（305 psia）、約−107℃（−160°F）にて出て行き、ライン19を通って第一減圧フラッシュタンク16へ流れる。約30.4 bar（441 psia）、約−96℃（−140°F）の液体PLNGは、液体アキュムレータ14から流れ出てライン21を通って、約643,500 kg/hr（1,419,000 lb/hr）の速度で第一タービン膨張器(turboexpander)20へ流れる。第一タービン膨張器20は約668 kW（895馬力）の回収可能なエネルギーを発生させ、その間に液体及びガス供給製品は、第一タービン膨張器20から約20.7 bar（300 psia）、約−107℃（−160°F）にて約643,500 kg/hr（1,419,500 lb/hr）の速度で出て行き、ライン23を通って第一減圧フラッシュタンク16へ流れる。ガス供給製品は、約20.7 bar（300 psia）、約−107℃（−160°F）にて約163.2 K std m3/hr（138.6 MSCFD）の速度で第一減圧フラッシュタンク16から流れ出て、ライン25を通って第一混合器26へ流れる。
約20.7 bar（300 psia）、約−107℃（−160°F）の液体PLNGは、第一減圧フラッシュタンク16から流れ出てライン27を通って、約532,390 kg/hr（1,173,700 lb/hr）の速度で第二タービン膨張器28へ流れる。第二タービン膨張器28は約755 kW（1012馬力）の回収可能なエネルギーを発生させ、その間に液体及びガス供給製品は、第二タービン膨張器28から約10.3 bar（150 psia）、約−123℃（−190°F）にて約532,390 kg/hr（1,173,700 lb/hr）の速度で出て行き、ライン29を通って第二減圧フラッシュタンク30へ流れる。ガス供給製品は、約10.3 bar（150 psia）、約−123℃（−190°F）にて約136 K std m3/hr（115.5 MSCFD）の速度で第二減圧フラッシュタンク30から流れ出て、ライン31を通って第二混合器32へ流れる。
【０００７】
約10.3 bar（150 psia）、約−123℃（−190°F）の液体PLNGは、第二減圧フラッシュタンク30から流れ出てライン33を通って、約493,800 kg/hr（969,700 lb/hr）の速度で第三タービン膨張器34へ流れる。第三タービン膨張器34は約794 kW（1064馬力）の回収可能なエネルギーを発生させ、その間に液体及びガス供給製品は、第三タービン膨張器34から約3.1 bar（45 psia）、約−145℃（−230°F）にて約439,800 kg/hr（969,700 lb/hr）の速度で出て行き、ライン35を通って第三減圧フラッシュタンク36へ流れる。ガス供給製品は、約3.1 bar（45 psia）、約−145℃（−230°F）にて約109.1 K std m3/hr（92.6 MSCFD）の速度で第三減圧フラッシュタンク36から流れ出て、ライン37を通って第三混合器38ヘ流れる。
約3.1 bar（45 psia）、約−145℃（−230°F）の液体供給製品は第三減圧フラッシュタンク36から流れ出てライン39を通って、約365,700 kg/hr（806,200 lb/hr）の速度で第四タービン膨張器40へ流れる。第四タービン膨張器40は約301 kW（404馬力）の回収可能なエネルギーを発生させ、その間に液体及びガス供給製品は第四タービン膨張器40から実質的な大気圧で、約−162℃（−260°F）にて、すなわちLNGとして約365,700 kg/hr（806,200 lb/hr）の速度で出て行き、ライン41を通って第四減圧フラッシュタンク42ヘ流れる。約328,600 kg/hr（724,400 lb/hr）のLNGは、ポンプ46によって第四減圧フラッシュタンク42からライン45を通ってLNGコンテナ（図示せず）へ汲み出される。
ガス供給製品は、実質的な大気圧で、約−162℃（−260°F）にて約54.7 K std m3/hr（46.4 MSCFD）の速度で第四減圧フラッシュタンク42から流れ出て、ライン43を通って第一コンプレッサー44へ流れる。ガス供給製品は、第一コンプレッサー44から約3.5 bar（50 psia）、約−110℃（−167°F）にて約54.7 K std m3/hr（46.4 MSCFD）の速度で出て行き、ライン49を通って第三混合器38へ流れる。前記第三混合器では、前記ガス供給品が第三減圧フラッシュタンク36からの約3.1 bar（45 psia）、約−145℃（−230°F）、約109.1 K std m3/hr（92.6 MSCFD）の速度のガス供給製品と混合される。
【０００８】
ガス供給製品は、第三混合器38から約3.1 bar（45 psia）、約−134℃（−210°F）にて約163.7 K std m3/hr（139 MSCFD）の速度で流れ出て、ライン51を通って第二コンプレッサー52へ流れる。ガス供給製品は、第二コンプレッサー52から約11.0 bar（160 psia）、約−64℃（−84°F）にて約163.7 K std m3/hr（139 MSCFD）の速度で出て行き、ライン55を通って第二混合器32へ流れる。前記第二混合器では、前記ガス供給製品が第二減圧フラッシュタンク30からの約10.3 bar（150 psia）、約−123℃（−190°F）、約136 K std m3/hr（115.5 MSCFD）の速度のガス供給製品と混合される。
ガス供給製品は、約10.3 bar（150 psia）、約−92℃（−134°F）にて約299.8 K std m3/hr（254.5 MSCFD）の速度で第二混合器32から流れ出て、ライン57を通って第三コンプレッサー58へ流れる。ガス供給製品は、第三コンプレッサー58から約21.7 bar（315 psia）、約−43℃（−45°F）にて約299.8 K std m3/hr（254.5 MSCFD）の速度で出て行き、ライン61を通って第一混合器26へ流れる。前記第一混合器では、前記ガス供給製品が第一減圧フラッシュタンク16からの約20.7 bar（300 psia）、約−107℃（−160°F）、約163.2 K std m3/hr（138.6 MSCFD）の速度のガス供給製品と混合される。
ガス供給製品は、第一混合器26から約20.7 bar（300 psia）、約−67℃（−89°F）にて約462.9 K std m3/hr（393.1 MSCFD）の速度で流れ出て、ライン63を通って第四コンプレッサー64へ流れる。ガス供給製品は、第四コンプレッサー64から約69.0 bar（1000 psia）、約23℃（74°F）にて約462.9 K std m3/hr（393.1 MSCFD）の速度で出て行き、ライン65を通って販売品へ流れる。
一態様では、冷却用冷蔵の少なくとも一部が、加圧低温液体流の膨張及び部分的蒸発によって提供される。有利なことに一態様では、実質的に全ての冷却用冷蔵が加圧低温液体流の膨張及び部分的蒸発によって提供されて、動力を提供されねばならない冷蔵装置を必要としない。
【０００９】
本発明に伴って、種々の選択肢が利用可能である。例えば次のものが挙げられるが、これらは本発明を制限しない：(a)通常のLNG予備貯蔵容積は、LNGがポンプで汲み出され販売品となる間、所望のレベルで維持され得る；(b)液体膨張器（例えばタービン膨張器）から回収される動力は、電力を発生させることに用いられてもよく、あるいは直接的にオフセット圧縮要求に用いられてもよい；(c)PLNGの減圧によって発生する低温蒸気は、例えば馬力要求性を最小限にするために、関与する低温を処理し得る合金鋼を含む無潤滑油(non-lube)コンプレッサーに直接的に供給され得る；(d)PLNGの減圧によって発生する低温蒸気は、所望であれば、交差交換されて冷蔵が回収され、市販の炭素合金鋼に許容される温度までコンプレッサー吸引蒸気が予備加熱され得る；(e)Joule-Thompson弁は、エネルギー回収及び減圧配列で発生する蒸気の容積の増加を犠牲にして、設備全体のコストを減少させるためにいずれの箇所においてもタービン膨張器と置き換えられ得る。
本発明の特定の利点は、低温蒸気の特殊合金鋼無給油コンプレッサーへの直接的な供給が、販売品に向かうコンプレッサーのための馬力要求性を最小限にすることである。さらに、タービン膨張器をPLNG減圧と結び付けることは、例えば電力の発生用といったエネルギーの回収を可能にし、また発生する蒸気の容積を最小限にすることを可能にする。
一つ以上の好ましい態様の点から本発明を説明したが、クレームに示される本発明の範囲から離れることなく他の改変が行われ得ることが理解されるべきである。
本発明の利点は、詳細な説明及び添付する図面を参照することによって、よりよく理解されるであろう。
本発明は、本発明の好ましい態様に関連して説明されるが、その好ましい態様に制限されないことが理解されるであろう。対照的に本発明は、クレームによって定義される本開示の意図及び範囲の中に含まれ得る代替物、改変物及び等価物の全てを含むことを意図する。
【００１０】
（用語の解説）
bar：105ニュートン毎平方メートルに等しい圧力の単位；
低温：約−40℃（−40°F）以下の温度；
kg/hr：キログラム毎時間；
lb/hr：ポンド毎時間
LNG：実質的な大気圧、約−162℃（−260°F）の温度の液化天然ガス；
K std m3/hr：1000立方メートル毎時間；
kW：キロワット、すなわち1000ワット；
LNGコンテナ：LNGを貯蔵することに適し、またPLNGを貯蔵することに適さないコンテナのいずれも；
MSCFD：1,000,000立方フィート毎日；
PLNG：加圧液化天然ガス；
PLNGコンテナ：PLNGを貯蔵することに適するコンテナのいずれも。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】本発明のシステムの模式的フローダイヤグラムである。

Claims (4)

  1. (a)約1035 kPa（150 psia）から約7590 kPa（1100 psia）の圧力で、約−123℃（−190°F）から約−62℃（−80°F）の温度にて一つ以上のPLNGコンテナに貯蔵される加圧液化天然ガスであって、前記PLNGコンテナが前記圧力及び温度条件で加圧液化天然ガスを収容するのに充分な強度及び靭性を有する前記加圧液化天然ガス；
    (b)液化天然ガスを実質的な大気圧で、約−162℃（−260°F）の温度にて貯蔵することに適する一つ以上のLNGコンテナ；
    (c)前記一つ以上のPLNGコンテナから前記加圧液化天然ガスの少なくとも一部分を除去しその圧力を減少させる手段であって、除去される液化天然ガスが実質的なガス部分及び実質的な液体部分を含んでいる前記手段；
    (d)前記実質的なガス部分と前記実質的な液体部分とを分離することに適する分離装置；
    (e)前記実質的なガス部分を所望の圧力まで加圧することに適する加圧装置；
    (f)加圧した実質的なガス部分をガス部分の目的地まで搬送することに適するガス搬送装置；
    (g)前記実質的な液体部分の圧力を一つ以上の工程において実質的な大気圧まで減少させることに適する減圧装置；
    (h)実質的な大気圧の液体部分を前記一つ以上のLNGコンテナに搬送することに適する液体搬送装置
    を含むシステム。
  2. 加圧液化天然ガスの少なくとも一部分の圧力を減少させるための手段が、本質的には膨張からなる請求項１のシステム。
  3. (a)加圧液化天然ガスを約1035 kPa（150 psia）から約7590 kPa（1100 psia）の圧力で、約−123℃（−190°F）から約−62℃（−80°F）の温度にて一つ以上のPLNGコンテナに貯蔵する工程であって、前記PLNGコンテナが前記圧力及び温度条件で加圧液化天然ガスを収容するのに充分な強度及び靭性を有する前記工程；
    (b)前記一つ以上のPLNGコンテナから前記加圧液化天然ガスの少なくとも一部分を除去しその圧力を減少させる工程であって、除去される加圧液化天然ガスが実質的なガス部分及び実質的な液体部分を含む前記工程；
    (c)前記実質的なガス部分と前記実質的な液体部分とを分離する工程；
    (d)前記実質的なガス部分を所望の圧力まで加圧する工程；
    (e)加圧した実質的なガス部分をガス部分の目的地まで搬送する工程；
    (f)前記実質的な液体部分の圧力を一つ以上の工程において実質的な大気圧まで減少させる工程；及び
    (g) 実質的な大気圧の液体部分を一つ以上のLNGコンテナまで搬送する工程であって、前記LNGコンテナが実質的な大気圧で、約−162℃（−260°F）の温度にて液化天然ガスを貯蔵することに適する前記工程
    を含む方法。
  4. 加圧液化天然ガスの少なくとも一部分の圧力を減少させることが、本質的には加圧液化天然ガスを膨張させることからなる請求項３の方法。
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