JP2008503605A - 炭化水素流体処理プラントの設計 - Google Patents

炭化水素流体処理プラントの設計 Download PDF

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Abstract

本発明は、炭化水素流体処理プラントを設計する方法及び炭化水素流体処理プラントを使用して、炭化水素流体を生産する方法に関する。より特には、本発明のいくつかの実施態様は、天然ガス液化プラントを設計する方法及び天然ガス液化プラントを使用してＬＮＧを生産する方法に関する。本発明の実施態様は、炭化水素流体処理プラントを設計する方法に関し、Ａ）〜Ｆ）を含む：Ａ）炭化水素流体処理プラントに含まれる１又は２以上の処理ユニットのためのプロセスユニット構成を提供すること；Ｂ）１又は２以上の処理ユニットに含まれる複数個の装置タイプのためのキャパシティ関連に関するコストを決定すること；Ｃ）プロセスユニット構成のためのプロセスシミュレーション、複数個の装置タイプの推定キャパシティを含むプロセスシミュレーションを得ためにプロセスシミュレーションモデルを実行すること；Ｄ）プロセスシミュレーションのためのコスト測定、複数個の装置タイプの該推定キャパシティを使用して決定される装置コスト測定を含むコスト測定、及びキャパシティ関連に対するコストを決定すること；及びＥを経て工程Ｃを複数回繰り返すこと。

Description

発明の詳細な説明
関連出願の相互参照
この出願は、2004年6月18日に提出された米国仮出願60/580,775の利益を要求する。
発明の分野
本発明は、炭化水素流体処理(processing)プラントを設計する方法、及び炭化水素流体炭化水素流体処理プラントを使用して炭化水素流体を製造する方法に関する。より特には、本発明のいずれかの実施態様は、天然ガス液化プラント設計する方法及び天然ガス液化プラントを使用してＬＮＧを製造する方法に関する。
背景
大量の天然ガス（すなわち、主にメタン）は、世界の遠隔地に位置する。このガスは、それを経済上市場に輸送することができるなら、有意な価値を有する。ガス蓄積が、市場に対して適切な近傍に位置し、かつ２つの場所の間の地形が許容される場合、ガスは、典型的に産出され及び次いで地下及び／又は地上のパイプラインを通して市場に輸送される。しかしながら、ガスが、パイプラインを引くことが実行不可能な又は経済上非常に高い場所において産出されるとき、他の技術を、市場にガスを得るために使用しなければならない。
ガスの非パイプライン輸送のために一般的に使用される技術は、生産現場で又はその近くでガスを液化し、及び次いで運送船の中の特別に設計された貯蔵タンクにおいて市場に液化天然ガスを輸送することを含む。天然ガスを、冷却し及び液体状態に凝結して、液化天然ガス（“ＬＮＧ”）を産出する。ＬＮＧは、典型的に、いつもではないが、実質的に大気圧で及び約−１６２℃（マイナス２６０°Ｆ）の温度で輸送され、従って、輸送船の特別な貯蔵タンクにおいて貯蔵することができるガスの量を有意に増加する。ＬＮＧ運送船が、その目的地に到着した後、ＬＮＧを、典型的に、他の貯蔵タンク内にオフロードし（off-load）それからのＬＮＧを次いで必要なら再度揮発させ（revaporize）、そしてパイプラインなどを通して消費者にガスとして輸送することができる。ＬＮＧは、次第に、天然ガスを主なエネルギー消費国に供給するための有名な輸送方法となっている。
天然ガスを液化するために使用される処理プラントは、典型的に供給ガス、すなわち天然ガスの供給としてのステージにおいて建てられ、及び売るために契約されるガスの量が増加する。ＬＮＧ処理プラントを建造する従来の方法は、いくつかの順次的漸増法でプラント部位を又は平行な列車(train)を作りあげることである。建設の各ステージは、別々の、独立型列車からなり得、それは順に、ＬＮＧ内の供給ガスのストリームを液化するために工程必需品又は全個々の処理ユニットを含み、そしてそれを貯蔵庫に送る。各列車は、独立の生産装置として機能することができる。列車サイズは、資源の範囲、列車内で使用される科学技術及び装置、プロジェクト開発における投資のための入手可能な資金及び市場に依存する。
炭化水素流体処理プラントは、当該技術分野において知られる種々の方法において設計することができる。典型的に、炭化水素流体処理プラントは、設計技術者が、高コスト装置タイプであると信じられるもの及び選択された高コスト装置タイプのキャパシティを最小化するよう企てられるものを精選するプロセスシミュレーションモデルを使用して設計される。例えば、ＬＮＧプラントにおいて、設計技術者は、冷媒圧縮機馬力を、冷媒圧縮機のサイズ及びコストを最小化するためにプロセスシミュレーションモデリングプロセスにおいて最小化するための処理変数として選択することができる。しかしながら、この方法論は、冷媒圧縮機のコスト又はプロセスシミュレーションモデリングプロセス内のいずれかの他の装置タイプのコストを導入していない。
近年見られるＬＮＧ需要における増加に起因して、増加する重要性は、配送ガスのコストを低減するために、新しいガス液化プロジェクトのコスト、設計及びスケジュールの効率に置かれてきた。コスト、設計及びスケジュールの効率における改良は、大きなＬＮＧ開発プロジェクトと関連がある実質的な商業リスクを軽減するのに役立ち得る。
要約
本発明のある実施態様は、炭化水素流体処理プラントを設計する方法であって、Ａ）からＦ）の工程を含む：Ａ）炭化水素流体処理プラントに含まれる１又はそれより多くの処理(processing)ユニットのためのプロセス(process)ユニット構成を提供すること；Ｂ）１又は２以上の処理ユニットに含まれる複数の装置タイプのためのキャパシティ関連に対するコストを決定すること；Ｃ）プロセスシミュレーションモデルを実行して、プロセスユニット構成のためのプロセスシミュレーション得ること、ここでプロセスシミュレーションは、複数の装置タイプの推定されるキャパシティを含み；Ｄ）プロセスシミュレーションのためのコスト測定を決定し、ここでコスト測定は、キャパシティ関連に対するコスト及び複数の該装置タイプの推定キャパシティを使用して決定される装置コスト測定を含み；Ｅ）工程ＣからＥを複数回繰り返すこと。
本発明の別の実施態様は、炭化水素流体製品を製造する方法であって、該炭化水素流体製品が、炭化水素流体処理プラントから製造され、該炭化水素流体処理プラントが、少なくとも部分的に、以下の工程を用いて設計される方法を含む：ａ）該炭化水素流体処理プラントに含まれる１又はそれより多くの処理ユニットのためのプロセスユニット構成を提供すること；ｂ）１又はそれより多くの処理ユニットに含まれる複数の装置タイプのためのキャパシティ関連に対するコストを決定すること；ｃ）プロセスシミュレーションモデルを実行して、プロセスユニット構成のためのプロセスシミュレーションを得ること、ここでプロセスシミュレーションは、複数の装置タイプの推定キャパシティを含み；ｄ）プロセスシミュレーションについてのコスト測定を決定すること、ここでコスト測定は、キャパシティ関連に対するコスト及び複数の装置タイプの該推定キャパシティを用いて決定される装置コスト測定を含み；ｅ）プロセスシミュレーションモデルにおいてプロセス変数を変更すること；及びｆ）工程ｃからｅを複数回繰り返すことを含み、該方法は、炭化水素流体処理プラントから炭化水素流体製品を製造することを含む。
本発明の別の実施態様は、コンピューターにより可読性の一連の指示を含む有形的表現媒体であって、一連の指示が、Ａ）〜Ｇ）を含む有形的表現媒体を含む：
Ａ）炭化水素流体処理プラントに含まれる１又はそれより多くの処理ユニットのためのプロセスユニット構成を入力するのに適切なプロセス構成モジュール；
Ｂ）１又はそれより多くの処理ユニットに含まれる複数の装置タイプについてのキャパシティ関連に対するコストを保存するのに適切なレジスターモジュール；
Ｃ）プロセスユニット構成のためのプロセスシミュレーションを得るのに適切なプロセスシミュレーションモデル、ここでプロセスシミュレーションは、複数の該装置タイプのキャパシティを推定するのに適し；
Ｄ）プロセスシミュレーションのためのコスト測定を決定するのに適切なコスト計算モジュール、ここでコスト測定が、キャパシティ関連に対するコスト及び複数の装置タイプの推定されるキャパシティを使用して決定される装置コスト測定を含み；
Ｅ）プロセスシミュレーションモデルのプロセス変数の変更を可能にするのに適切なプロセス変化インターフェイシングモジュール；
Ｆ）モジュールＣからＥを複数回繰り返すの適切なレセプションモジュール；及び
Ｇ）データ表示を形成するのに適切な出力モジュール。
詳細な説明
詳細な説明をここに示す。各添付のクレームは、別々の発明を定義し、侵害目的のためのそれは、クレームにおいて特定される種々の要素又は制限相当を含むとして認められる。文脈に依存して、“本発明”より下のすべての参照は、いくつかのケースにおいて、ある特定の実施態様のみ言及され得る。他のケースにおいて、“本発明”に対する参照は、１又は２以上において列挙される題目を言及するであろうが、必ずしもクレームのすべてではない。各本発明を、特定の実施態様、見解及び実施例を含む下記のより多くの詳細において記載するであろうが、本発明は、これらの実施態様、見解又は実施例に制限されることはなく、それは、この特許における情報が、入手可能な情報及び技術と組み合わせられる時、当該技術分野における当業者が本発明を製造及び使用するのを可能にすることを含む。本件明細書で使用される種々の用語は、下に定義される。クレームにおいて使用される用語が、下に定義されない範囲のために、それを、刊行物及び交付済み特許において思案されるようなその用語を与える関連技術における人に極めて広い定義を与えるべきである。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“炭化水素流体処理プラント”は、供給からのいずれかの方法において変化する製品内に炭化水素流体供給を処理するいずれかの処理プラントを意味する。例えば、供給は、組成物、物理的状態及び／又は物理的状態と組成物の組み合わせにおいて変化し得る。炭化水素流体処理プラントのある例は、ＬＮＧ液化プラントである。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“プロセスユニット構成”は、少なくとも、装置タイプ間でプロセス流体を運搬するための流路のアレンジメント及び装置タイプのアレンジメントを含む、炭化水素流体処理プラント及びプロセスユニットのためのプロセス流体計画を意味する。プロセスユニット構成は、また、場合により、装置タイプのについて操作条件及び制限を含み得る。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“プロセスユニット”及び“処理ユニット”は、炭化水素流体処理プラントにおいて処理工程を完備するいずれかの操業のいずれかのセットを意味し又は炭化水素流体処理プラントにおいて処理工程を完備するプロセスユニットをサポートする。例えば、処理工程は、温度、圧力、組成物、物理状態及び／又は温度、圧力、物理状態及び材料の組成物の組み合わせを変化させる工程を含む。更に、処理工程を完備するプロセスユニットをサポートするプロセスユニットは、例えば、処理工程を完備するプロセスユニットに対して、電気、蒸気及び／又は冷却水を提供するプロセスユニットを含む。プロセスユニットの制限されない例として、光熱費、ガス余熱ユニット、スラッグキャッチャーユニット、オフガスコンプレッサーユニット、コンデンセートスタビライザーユニット、酸ガス除去接触器ユニット、酸ガス除去再生器ユニット、硫黄回復ユニット、脱水ユニット、デエタナイザーユニット(deethanizer unit)、分別ユニット、極低熱交換器ユニット、冷媒圧縮機ユニット、窒素排除ユニット、熱電併給ユニット、液化ユニット、ヘリウム回復ユニット、圧縮ユニット、及びそれらの組み合わせが挙げられる。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“キャパシティ関連に対するコスト”は、装置タイプのそのような装置のキャパシティに関連する装置タイプの装置の一片のコストのいずれかの関連を意味する。通常、与えられる処理装置のタイプについて、処理装置の一片のコストは、処理装置の一片のサイズ（キャパシティ）が、増加するとき、増加する。キャパシティ関連に対するコストの例は、装置タイプキャパシティに対する方程（equation）関連装置タイプである。例えば、キャパシティ関連に対するコストは、装置タイプのコストに対してサイズ又はスループットキャパシティに関連する直線的、非直線的、連続及び不連続の関数を含む。
本件明細書及び請求項において使用されるように、フレーズ“装置タイプ”は、処理ユニットのいずれかのタイプにおいて使用される処理装置のいずれかのタイプを意味する。装置タイプの限定されない例として、コンプレッサー、熱交換器、蒸留塔、フラッシュドラム、反応装置、ポンプ、拡張機、ガスタービン、モーター、加熱炉、液体／ガス接触器、液体／ガス分離ドラム、及び炭化水素流体プラントにおいて使用される他の処理装置が挙げられる。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるようにフレーズ“プロセスシミュレーションモデル”は、炭水水素流体処理プラント又は処理ユニットにおいて炭化水素流体の処理をシミュレーションするために使用されるいずれかの数学的モデル化プログラムを意味する。プロセスシミュレーションモデルの例として、例えば、商業的に入手可能なモデル、例えばHysim（商標）、Pro II（商標）、Hysys（商標）、Aspen（商標）及びChemCAD（商標）が挙げられる。
本件明細書及びクレームにおいて、フレーズ“プロセスシミュレーション”は、プロセスシミュレーションモデルにより開発されるシミュレートされるケースを意味する。プロセスシミュレーションは、１又は２以上の以下の情報を含み得る：装置タイプのために必要なキャパシティ；供給、中間及び製品炭化水素流体ストリームの流速；蒸気使用量；消費電力；プロセス給水要求量；供給、中間及び製品炭化水素流体ストリームの温度及び圧力；供給、中間及び製品炭化水素流体ストリームの組成物；装置タイプの同一性。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“推定キャパシティ”は、プロセスシミュレーションモデルにより推測されるような、装置タイプのために必要なキャパシティの見積もりを意味する。推定キャパシティを、キャパシティ測定を代表するいずれかのユニットにおいて推測することができる。推定キャパシティは、例えば液体流速、流体容積測定流速、流体モル流速、熱交換範囲、熱交換使用、コンプレッサー馬力、コンプレッサー流速、コンプレッサーヘッド、蒸留塔における理論的又は実際の分離段階の数、ポンプ馬力、ポンプ流速、揚程、プロセス容器のサイズ又は装置タイプのキャパシティを代表する他の方法の形態においてであり得る。
本件明細書及びクレームにおいて、使用されるように、フレーズ“コスト測定”は、プロセスシミュレーションにより表されるプロセスユニット、炭化水素流体処理プラント、又はそれらの一部が、実際に、建設及び／又は作動した場合、受けるであろうコストを代表するいずれかの方法を意味する。コスト測定は、プロセスシミュレーションにより表されるプロセスユニット、炭化水素流体処理プラント、又はそれらの一部が、実際に、建設及び／又は作動した場合、受けるであろうコストを代表する１又は２以上の測定を含み得る。コスト測定は、デビット又はクレジットであり得る。コスト測定の制限されない例は、以下の１又は２以上を含み得る：装置コスト測定、光熱費測定及び／又は製品値コスト測定。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“装置コスト測定”は、１又は２以上の機器タイプを設計、調達、供給、建設、取り付け及び／又は作動するコストを代表するいずれかの１又は２以上の測定を意味する。例えば、装置コスト測定のある代表は、プロセスシミュレーションモデル及び装置タイプの特別な又はグループのためのキャパシティ関連に対するコストにより測定されるような装置キャパシティである。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“光熱費測定(utilities cost measure)”は、装置タイプ、プロセスユニット及び／又は炭化水素流体処理プラントを作動することの光熱費の代表であるいずれかの測定を意味する。例えば、光熱費は、蒸気生産、水分要求量、及び／又は電力使用量のコストのいずれかの１又は２以上を含み得る。例えば、光熱費測定のある代表は、プロセスシミュレーションモデルにより測定されるような、電力のユニットあたりコストにより増加するような電力消費である。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“製品値コスト測定”は、プロセスユニット又は炭化水素流体処理プラントにおいて製造される、売れる商品の値のいずれかの測定代表を意味する。例えば、製品値コスト測定は、処理ユニット及び／又は炭化水素流体処理プラントにより製造される製造炭化水素流体製品ストリーム（例えばＬＮＧ、プロパン、天然ガス液体）、非炭化水素製品ストリーム（例えば、硫黄、ヘリウム）又は他の売れる実在物の値のいずれかの１又は２以上を含み得る。例えば、製品値コスト測定は、商品の市価又は商品の購入者との現行契約下で交渉される値を用いて計算され得る。例えば、ある代表的な製品値コスト測定は、プロセスシミュレーションモデルにより測定されるような、ＬＮＧのためのユニットあたりの市価により増加するようなＬＮＧ生産速度である。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“プロセス変数(process variable)”は、いずれかのプロセスシミュレーションモデルにおいて変更し得るいずれかのプロセス変数を意味する。プロセス変数の制限されない例は、以下を含む：液体流速；流体容積測定流速；流体モル流速；熱交換範囲；熱交換使用；コンプレッサー馬力；蒸留塔における理論的又は実際の分離段階の数；プロセス容器のサイズ；供給、中間及び製品炭化水素ストリームの流速；蒸気使用量；電力使用量；プロセス給水流速；供給、中間及び製品炭化水素流体ストリームの温度及び圧力；供給、中間及び製品炭化水素流体ストリームの組成物；及び装置タイプの同一性。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“ＬＮＦ液化プラント”は、液体メタンを含む製品ストリーム内に気体メタンを含む供給ストリームを処理することを含む炭化水素流体処理プラントを意味する。例えば、ＬＮＧ液化プラントは、低温熱交換器、冷媒圧縮機及び／又はエクスパンジョン工程を含み得る。ＬＮＧ液化プラントは、場合により、他の流体処理工程を含み得る。任意の流体処理工程の制限されない例として、供給精製処理工程（液体除去、硫化水素除去、二酸化炭素除去、脱水）、製品精製工程（ヘリウム除去、窒素除去）、及び非メタン製品生産工程（脱エタン、脱プロパン、硫黄再生）が挙げられる。ＬＮＧ液化プラントのある例として、例えば、供給ストリームと比較してメタン及び他のメタン種の低減される量を含む天然ガスを液化するために、メタン、エタン、二酸化炭素、硫化水素、及び他の種を含む気体供給ストリームを変換するプラントを含む。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“高コスト装置タイプ”は、プロセスユニットを設計、調達、供給、構成、取り付け、及び／又は作動することのコストの１０％より多くを表す装置タイプを意味する。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“資本コスト基準”は、資本コスト基準で資本又は非資本コストを表すいずれかのコスト基準を意味する。資本コストは、典型的に、装置を設計、調達、構成、及び取り付けするコスト及びプラント又はプラント改良の初期立ち上げに先立ってプロジェクトにより被ったいずれかの他のコストを表す。非資本コスト、例えば連続的な運転費は、そのような連続的なコストの“現在価値”を測定することにより資本コストと同時に比較することができ、それは、通常当該技術分野における当業者により用いられる技術である。
本件明細書及びクレームにおいて使用されるように、フレーズ“運送船”は、陸又は水を越えて、炭化水素流体製品の輸送を可能にするいくつかの船を意味する。運送船として、軌道車、タンカートラック、荷船、船舶、又は陸又は水を越えて移動する他の手段が挙げられる。
本件明細書で記載される手順を使用して、いずれかのタイプの炭化水素処理プラントを設計、建築及び運転することができる。典型的な目的のために、あるタイプの炭化水素流体処理プラントのある通常のアレンジメントは、典型的なＬＮＧ液化プラントを描く図１に関連して簡潔に記載されるであろう。
ＬＮＧ液化プラントは、個々の不連続の処理セクションからなり得る。典型的な処理セクションとして、インレットファシリティ（inlet facility）、ガス処理、脱水、ガス液化、冷媒圧縮機、及び冷媒製品、１又は２以上のプロセスユニットモジュールタイプにおいて実行され得る各々が挙げられる。概念は、図１に含まれるＬＮＧ液化プラントの例を用いることを経て最も簡潔に記載される。
供給ガスを、インレットファシリティ内に受け、それは、存在し得るいくつかの炭化水素液体（コンデンセート）及び液体水からガスを分離する。インレットファシリティはまた、売れる製品内にコンデンセートを安定させることができる。インレットファシリティは、スラッグキャッチャーユニット３０、種々の別々の船（示されない）、コンデンセートスタビライザーユニット３１、主なガスストリームに対してコンデンセートスタビライザーオフガスをリターンするためのオフガスコンプレッサーユニット（示されない）及び供給ガス余熱ユニット３２から成り得る。供給ストリームは、最初に、低温プロセスにおいて凍結及び詰まる問題を引き起こす傾向のある成分の大部分を除去するためにスラッグキャッチャー及び別々の装置（示されない）を通過する。ガスストリームから分離される凝縮液体（ガスコンデンセート）は、通常、高圧で例えば５００〜１０００ｐｓｉｇ又はそれより高い圧力にあり、及び溶解メタン及びエタンの有意な量を含む。輸送及び引き続く使用のために、コンデンセートは、典型的に、コンデンセートスタビライザーユニット３１において安定する；即ち、蒸気圧は、典型的には、大気圧より下に低減される。蒸気圧を低くするために軽質炭化水素を除去することは、コンデンセート製品の発熱量を増加させるだけでなく、それはまた、輸送及び保管中コンデンセートの圧力及び温度が変化するような、軽質成分の遅い排ガス発生により引き起こされる潜在的問題を低減する。
ガス処理及び脱水セクションにおける主なプロセス機能エリアは、酸ガス除去（ＡＧＲ）システムであり、ＡＧＲ接触器ユニット３３及びＡＧＲ再生器ユニット３４、水銀吸収（示されない）、及び脱水ユニット３５を含む。種々のプロセスを使用して、ガスを処理して、酸ガス（Ｈ2Ｓ及びＣＯ2）を除去している。酸性ガスストリームを処理するあるプロセスは、接触器船において、酸ガスを吸収し及びガスストリーム外にそれらを運搬する溶剤（有機アミン、例えばメチルジエタノールアミン及び他の添加剤）を用いてガスストリームを接触させることを含む。
経済的であるためのこのタイプのプロセスのために、“豊富な”溶剤は、それが処理プロセスにおいて再利用され得うるように、ＡＧＲ再生器ユニット３４において再生されなければならない。即ち、酸ガス（Ｈ2Ｓ及びＣＯ2の双方）及び炭化水素は、それがプロセスにおいて再利用され得る前、豊富な溶剤において除去され又は大幅に低減される。豊富な溶剤は、大幅に酸ガスのすべてが除去される再生器船内にそれを通過させることにより、再生され得、その後、再生溶剤は、処理プロセスにおいて使用のためにリターンされる。硫黄製品は、次に、硫黄回収ユニット（ＳＲＵ）３８を通して回収された酸ガスストリームを処理することによりＨ2Ｓから回収され得る。
脱水ユニット３４は、モレキュラーシーブ及び／又はグリコールプロセスを使用して、例えば、−２６０°ＦのＬＮＧ製品温度と適合する露点レベルまでＨ2Ｏを除去する。脱水吸収船は、通常、再生モードに供給ガスを脱水することから循環させる類似船に含まれ得る。
ガス液化セクション３７は、通常、１又は２以上の冷媒を伴う熱交換により天然ガスストリームを冷却するために、１又は２以上の低温熱交換器ユニット及び場合により、１又は２以上の予冷熱交換器ユニットを含む。低温熱交換器ユニットにおいて使用される低温熱交換器は、例えば、時にはスプール巻き熱交換器と称される螺旋創傷熱交換、又はろう付けアルミニウム、プレート仕上げ熱交換器であり得る。
冷媒圧縮機ユニット（示されない）は、低温熱交換器及び／又は予冷熱交換器を出る蒸着した冷媒を例としてあげ、及びその凝縮及び再利用のために十分な圧力までそれを圧縮する。ＬＮＧ液化プラントは、単一成分の冷媒（例えばプロパン）又は混合の冷媒（例えばメタン、エタン及びプロパン）を使用し得る１又は２以上の冷媒圧縮回路を有し得る。２又は３以上の冷媒回路が、用いられる場合、それぞれの回路は、順番に、同時に、段階的に天然ガスストリーム、ある冷媒回路を使用して、順に天然ガスを冷却する、第二冷媒を冷却するアレンジメントを冷却し得る。
多くの冷媒サイクルを使用して、天然ガスを液化するけれども、以下の３タイプを、更に説明する：（１）ガスの温度を液化温度に低減するために徐々にアレンジされる熱交換器において複数の単一成分冷媒を使用する“カスケードサイクル”、（２）温度において対応低減を用いて高圧から低圧にガスを膨張させる“エキスパンダーサイクル”（３）特に設計される熱交換器においてマルチ成分冷媒を使用する“混合冷媒サイクル”。ほとんどのガス液化サイクルは、これらの３つの基本タイプの変化又は組み合わせを使用する。
混合冷媒ガス液化組システムは、通常、プロパン又は別の冷媒を伴う予冷後、マルチ成分冷媒ストリームの循環を含む。典型的なマルチ成分システムは、メタン、エタン、プロパン、及び場合により、他の軽質成分を含む。予冷なしで、重質成分例えばブタン及びペンタンは、マルチ成分冷媒において含まれ得る。混合冷媒は、熱力学的に、純成分冷媒システムより有効であり得る熱交換システムの設計を可能にする、温度範囲にわたり凝縮し及び蒸発する所望の特性を示す。
冷媒製造ユニット（示されない）は、供給ガスエタン、プロパンなど、液化ユニット３７内で使用されるいくつか又はすべての冷媒を構成するために使用され得る製品を生産し得る１又は２以上の蒸留塔を含む。
独立スタンドアローンユニット又はガス液化セクション３７の別の任意の要素は、蒸留塔例えばスクラブタワー（示されない）、脱メタン塔ユニット（示されない）、又は脱エタン塔ユニット３６であり、それは、少なくとも、低温熱交換器において凍結するのを予防するために供給ガスからペンタン及び重質成分を除去する機能を有する。いくつかのプラントは、独立製品としていくつかの天然ガス液体を生産するために代わりに脱メタン塔ユニット又は脱エタン塔ユニット３６を使用し得る。脱水ユニット３５を離れる天然ガスは、分別され得る。この図表において、少なくとも３個の炭素原子を含むＣ3+炭化水素部分は、脱エタン塔蒸留カラムにより天然ガスから分離される。デエタナイザーカラムの先端部で収集される軽質留分を、液化ユニット３７に通過する。脱エタン塔カラムの下部で収集される液体留分は、Ｃ3-4液体石油ガス（ＬＰＧ）及びＣ5+液体（コンデンセート）の回収のために分別ユニット４０に送られる。このアレンジメントは、ＬＰＧ製品が、別々に販売される意向がある場合、好ましい。供給ガスが、低ＬＰＧ含量を有し及びＬＰＧが、低い値を有する場所において、脱エタンカラムは、特定レベルにペンタン及び重質炭化水素を除去するスクラブタワーにより置換され得る。
ＬＮＧプラントはまた、硫黄回収ユニット（ＳＲＵ）３８及び窒素排除ユニット（ＮＲＵ）３９、恐らくヘリウム回収ユニット（ＨＲＵ）３９を含み得る。個々のプロセスは、Ｈ2Ｓの硫黄元素への直接転換のために開発されている。ほとんどの転換プロセスは、Ｈ2Ｓが、直接硫黄に転換される酸化低減反応をベースとする。多数の液化結果において、クラウスプロセスは、反応炉において空気とともに酸ガスの一部を“燃焼すること”によりＨ2Ｓを硫黄に変換する。これは、未燃Ｈ2Ｓとの反応のためにＳＯ2を提供して、クラウス反応により硫黄元素を形成する：２Ｈ2Ｓ＋ＳＯ2→３/２Ｓ2＋２Ｈ2Ｏ。
液化プロセス３７の終わりで、ＬＮＧを、処理して、窒素（ＮＲＵ）を除去し及びいくつか存在するなら、恐らくヘリウム（ＨＲＵ）３９を回収することができる。この精製を達成するためのプロセスは、ライセンサーにより提供され得る。天然ガスにおいて存在し得る窒素の大部分は、典型的に、液化後除去され、なぜなら、窒素が、従来のＬＮＧの移送中、液相において残存せず、及び、供給のポイントで窒素を有することは、販売明細書に起因して所望ではないからである。貯蔵及び／又は出荷するために、液化天然ガスの圧力を通常、大気圧付近に減少させる。そのような圧力低減を、“エンドフラッシュ（end flash）”低減とも呼ばれ、エンドフラッシュガス及びＬＮＧをもたらす。そのようなエンドフラッシュガス低減の利点は、低煮沸成分、例えば窒素及びヘリウムが、少なくとも特には、メタンと一緒にＬＮＧから除去されることである。エンドフラッシュガスは、コージェネレーションプラント４１において燃料ガスとして又はガスタービンドライバー、蒸気ボイラー、加熱炉、又は必要とされる他の分野のために使用され得る。ヘリウム回収は、天然ガス供給ストリームにおけるヘリウムの量及びヘリウムの市価に任意に依存している。
コージェネレーションユニット４１を、使用して、商業運転及び生産工程においてエネルギー使用量と関係するコストを低減することができる。典型的なコンジェネレーションユニット４１において、電気出力発電機、例えば発電機を運転するガス燃焼タービンを使用して、プラントの電力需要を供給するために電気を作り出す。作り出されるいくつかの超過電気出力は、電力会社に販売され又はＬＮＧプラントにおいて使用され得、及び電気出力は、コージェネレーションユニット４１により生産される電気出力の量を補足するのに必要な程度にのみ電力会社から購入される。消耗例えば熱損失は、プラントのための熱及び／又は冷却需要を満たし又は少なくとも貢献するために電気出力の製造の結果として作り出される熱を活用することにより、低減される。燃焼タービンの作動の結果として生産される熱を、プラント例えば蒸気ために熱需要を供給することにおいて使用される熱交換器により排気ガスから抽出することができる。あるいはまた、このプロセスから作り出される蒸気を使用して、蒸気運転タービン発電機においてより電気を作り出される。
炭化水素流体処理プラントは、当該技術分野において知られる種々の方法において設計され得る。典型的に、炭化水素流体処理プラントは、設計エンジニアが、高コスト装置タイプであると信じられ及び選択される高コスト装置タイプのキャパシティを最小化するように企てられるものを厳選するプロセスシミュレーションモデルを用いて設計される。例えば、ＬＮＧ液化プラントにおいて、設計エンジニアは、冷媒圧縮機のサイズ及びコストを最初化するためにプロセスシミュレーションモデリングプロセスにおいて最小化するためのプロセス変化として冷媒圧縮機馬力を選択することができる。しかしながら、この方法論は、冷媒圧縮機のコスト又はプロセスシミュレーションモデリングプロセス内のいずれかの他の装置タイプのコストを導入しない。
本発明のある実施態様は、設計下で、炭化水素流体処理プラントに含まれる複数個の装置タイプのコストが、設計方法論において評価される炭化水素処理プラントを設計する方法を含む。図２は、本発明のある実施態様に含まれる工程のブロックフローダイアグラムを示し、及び詳細な記載を経て本件明細書で言及されるであろう。ある実施態様において、その方法は、１又は２以上の以下の態様を含み得る。炭化水素流体処理プラント又は炭化水素流体処理プラント内の１又は２以上の処理ユニットを設計することにおいて、設計者は、プラントの１又は２以上の処理ユニットのためのプロセスユニット構成を提供することができる。プロセスユニット構成は、各プロセスユニットのプロセスフロースキームを含み得る。プロセスフロースキームは、プロセスユニットにおけるフローストリームに関してプロセス装置タイプのアレンジメントを含み得る。これは、設計に含まれるプロセスユニットに含まれる処理工程又は個別の装置タイプ内及び外で、供給、中間及び／又は製品ストリームが流れる、秩序及び同一性を含み得る。
図４は、ＬＮＧ液化プラントの一部であり得るある酸ガス除去ユニットについて典型的なプロセスユニット構成のグラフ表示を提供する。図４は、酸ガス除去ユニット１０に入る酸性天然ガスを含む（すなわち硫化水素を含む）供給ストリーム１１を描く。供給ストリームは、それが、溶剤接触器１３に入る前に加熱するための第一熱交換器１２に流れる。溶剤接触器１３において、ガス供給ストリーム１１は、リーン溶剤１４との接触内に置かれる。溶剤１４は、例えば、アミン溶剤であってもよい。溶剤接触器１３において、硫化水素ガス、他の硫黄含有成分、及び／又は供給ストリーム１１に含まれる二酸化炭素は、液体溶剤１４内で溶解される。供給ストリームの残存ガス炭化水素部分は、スイート天然ガスとして溶剤接触器の先端を出る。粗刻みの豊富な溶剤１６（すなわち硫化水素、いくつかのメタン及び溶剤を含む）は、溶剤接触器１３の下部を出て及びフラッシュドラム１５に入る。フラッシュドラム１５において、粗刻みの豊富な溶剤１６の圧力は、低減され、従って、プラント用に燃焼ガス１７として使用され得るメタンを含むフラッシュガス１６を生産する。フラッシュドラム１５を離れる液体ストリーム１７は、豊富な溶剤（すなわち硫化水素及び溶剤を含む）から成っていて、及び液体ストリーム１７を、ガス再生ユニット（示されない）における再生のための酸ガス除去ユニット１０を出る前に熱する第二熱交換器１８に流れる。再生に続いて、ホットリーン溶剤１４は、リーン溶剤１４を、フラッシュドラム１５を出る液体ストリーム１７との熱交換により冷却する第二熱交換器１８を通過する。リーン溶剤１４を、溶剤接触器１３内でポンプ２０によりポンプされる前にフィンファン熱交換器１９により更に、冷却する。更に、プロセスユニット構成は、場合により、種々の供給、製品及び中間ストリームの更なる明細書を含み得、例えば温度、圧力、流速及び／又は１又は２以上のそのようなストリームの組成物を含む。
方法はまた、プロセスユニット構成１に含まれる１又は２以上の装置タイプ２のためのキャパシティ関連に対するコストを決定することを含み得る。キャパシティ関連に対するコストは、個々又はグループの装置タイプのためのキャパシティに対するコストに関連するいずれかの関連であってもよい。ある実施態様において、キャパシティ関連に対するコストは、直線又は非直線方程式を得るために選択されるキャパシティ範囲にわたり、装置タイプのための装置の異なるサイズ（キャパシティ）片についてコストデータを退行することにより決定される。コストデータは、例えば、特定装置タイプ（例えば圧縮機）の１又は２以上の専門業者又は同一又は同様の装置を用いて先行プラントの建設から収集実際のコストデータにより提供することができる。コストデータは、装置タイプのためのいくつかのタイプのキャパシティ測定に関連し得る。例えば、圧縮機のケースにおいて、馬力を使用してもよい。熱交換器のケースにおいて、熱交換エリア又はデューティ（duty）を使用してもよい。
キャパシティ関連に対するコストを決定するある典型的な方法を、以下に示す。キャパシティに対するコストに関連する個々のデータポイントは、専門業者の情報源又は過去の購買からのデータから編集することができる。表１は、あるタイプのシェル及びチューブ熱交換器についての関連キャパシティ及びコストを挙げる。この例のケースについて、表１に挙げられるキャパシティ測定は、熱交換分野である。モデルを選択して、キャパシティをコストに関連付けることができる。他の統計方法を使用して、代替のモデルを選択することができるが、ある典型的なモデルは、Ｃ＝Ｃb *（Ｘ／Ｘb）Yである。ここで、Ｃは、予測装置コストであり、Ｃbは、事前に選択したコスト基準であり、Ｘは、装置キャパシティであり、Ｘbは、事前に予測したキャパシティ基準であり、及びＹは、指数である。このモデルにおいて、Ｃb及びＸbは、データセットから選択され、Ｘは、プロセスモデルにより予測され、及びＹは、データセットから退行される。この例について、キャパシティ基準は、$199,818の対応コストを用いて、データセット、22,004 ft2の中央であるように選択される。Ｙの値は、推測し及び予測コストのカラムをポピュレート（populate）することができる。各キャパシティ測定で予測コストは、平均誤差の合計（ＳＳＥ）を産出するための実際のコスト、モデルフィッティングの標準測定と比較される。Ｙの値は、次いで、ＳＳＥを最小化するために変化し、従って、データに対してモデルのフィットを改良する。Ｙの最適値を選択する多くの方法は、当該技術分野における当業者に入手可能である。
表１：あるタイプのシェル及びチューブ熱交換についてキャパシティ関連に対するコストの回帰の例
Figure 2008503605
ＳＳＥ： １．７２Ｅ＋０６
Figure 2008503605
方法はまた、プロセスシニュレーションモデルに入力するようにプロセスユニット構成を用いてプロセスシミュレーションモデル３を運営する実行することを含み得る。種々の商業的入手可能なプロセスシミュレーションモデルが、存在する。これらのモデルは、通常、例えば、プロセスユニット構成を含む、入力のセットを要し、及び熱力学的モデルのセット及び物理的特性相関を用いることによりプロセスユニットにおいて処理工程を経て実行するプロセスストリームの特徴及び条件を決定する。プロセスシミュレーションモデルをまた、使用して、モデルにおいて処理工程を行う装置タイプの必要なキャパシティを決定することができる。例えば、プロセスシミュレーションモデルを、使用して、ある組成物のプロセスストリームを熱し又は冷却し及び第一温度から第二温度に圧力をかけるのに必要な、必要なデューティ及び／又は熱交換エリアを決定することができる。プロセスシミュレーションモデルをまた、使用して、供給入り口圧力から所望の出口圧力まである組成物及び温度のガスストリームを圧縮するのに使用される圧縮機の必要な馬力を決定することができる。先行の例を、説明のために提供し及びプロセスシミュレーションモデルを用いて決定され得る多くの他のキャパシティ決定に制限されることを意図しない。方法の実施態様において、プロセスシミュレーションモデルを、使用して、プロセスユニットに含まれる１又は２以上の装置タイプのためのキャパシティ必要条件を含むプロセスシミュレーションを決定することできる。
方法の実施態様は、プロセスシミュレーションモデルから得られるプロセスシミュレーションのついてのコスト測定４を決定することを含み得る。コスト測定は、プロセスユニット及び／又は流体処理プラントを、実際に建設し及び／又は作動した場合に被るであろうコストの代表であり得る。コスト測定は、コスト測定を得るために要約され得る異なる要素から構成され得る。コスト測定を決定するために使用され得る典型的な代替の要素として、装置コスト測定、光熱費測定及び／又は製品値コスト測定が挙げられる。
装置コスト測定は、プロセスユニットのためのプロセスシミュレーションモデルにより決定される必要なキャパシティを満たす装置タイプの装置を設計、調達、配送、建設、取り付け及び／又は作動するコストの代表であることを意味する。装置コスト測定は、装置タイプのためのキャパシティ関連に対するコスト及びプロセスミュレーションモデルにより決定されるようなそのような装置タイプのためのキャパシティから得ることができる。
光熱費測定は、プロセスシミュレーションモデルにより決定されるキャパシティの装置タイプ、プロセスユニット及び／又は炭化水素流体処理プラントを作動する光熱費の代表であることを意味する。光熱費の制限されない例として、装置タイプ、プロセスユニット及び／又は炭化水素流体処理プラントのための蒸気生産、電力消費、及び／又は冷却水分要求量のコストが挙げられる。
生産値コスト測定は、プロセスユニット又は炭化水素流体処理ユニットにおいて生産される売れる製品の値の代表とする。製品は、炭化水素流体製品、非炭化水素流体製品又は他の売れる実在物であり得る。
ある実施態様において、コスト測定は、キャピタルコストで決定され得る。キャピタルコスト基準は、キャピタルコスト基準でキャピタル又はキャピタルコストを示すいずれかの基準である。例えば、光熱費は、時間の長さにわたり総計され得、及び次いで、それを、キャピタルコスト基準で装置コスト測定と比較し得るように調節して、キャピタルコストで光熱費を示すことができる。同様に、製品値コスト測定を、適応して、それを、キャピタルコスト基準で装置と比較し得るように、キャピタルコスト基準で製品値コストを示すことができる。時間にわたり支払い又は受けるいくつかのコスト又は利益は、その現在価値を算出することにより、キャピタルコスト基準に変換することができる。将来支払い又は受けるお金の量の現在価値は、例えば、Ｐ＝Ｆ*（１＋ｉ）n（Ｆは、将来の支払い又は収入の量であり、Ｐは、現在の支払い又は収入の量であり、ｉは、閾値年間利率であり、及びｎは、Ｆが発生する将来の年の数である）により計算することができる。継続的な収入又は支払いストリームについて、前方程式を、長い時間をかけて要約して、以下に達し得る：Ｐ＝Ａ*［１−（１＋ｉ）-n］／ｉ。ここで、Ａは、“年金”量、又は支払い又は収入の年額である。それが、長い用語キャッシュストリームを時間内に単一ポイントに低減する方法を提供し、キャピタル及び作動コスト間のトレードオフを比較するために技術を提供し、プロジェクトのライフサイクル経済を見積もるのに役立ち、及び現時点でプロジェクトの財政状態に対する全コストに関連するので、現在価値でコスト及び収入、又はキャピタルコスト、基準を操作するのを比較するのが好ましい。
その方法を、使用して、プロセスシミュレーションモデルにおいてプロセス変化５を変動し、及び変動プロセス変化を用いてプロセスシミュレーションを変動することができる。１又はそれより多くのプロセス変化５を反復して７を変動すること、プロセスモデルシミュレーションモデル３を再実行すること、及び、コスト測定４を再決定することにより、その方法を使用して、選択されるプロセス変化において変化するためにコスト測定感度を決定することができる。方法をまた、使用して、単一のプロセス変化を選択し及び選択されるプロセス変化についてコスト測定のための低い又は最小化された値を決定するために反復して選択されるプロセス変化を変動することができる。図３は、選択されるプロセス変化のためのコスト測定のための最適化８値を決定するために使用される本発明の代替の実施態様に含まれる工程のブロックフローダイアグラムを示す。方法をまた、使用して、複数のプロセス変化のためのコスト測定のために低又は最適化８値を決定することができる。１又は２以上のプロセス変化のためのコスト測定のために低又は最適化８値に対応するプロセス変化値を決定後、そのような変化を、決定される低コストプロセス変化値にセットして、コスト最適化プロセスシミュレーション９を得ることができる。コスト最適化プロセスシミュレーション９を、使用して、コスト最適化シミュレーション９に対応する装置タイプのキャパシティを示すことができる。
方法のある実施態様は、プロセスユニット又は炭化水素流体処理プラントに含まれる全装置タイプ未満で装置コスト測定の基準でコスト測定を決定することを含む。ある実施態様において、装置コスト測定は、高いコスト装置タイプのコストの代表を含む。高いコスト装置タイプは、炭化水素流体処理プラントを建築する合計のコストの不均等な配分を代表するそれらの装置タイプである。装置コスト測定及び通常コスト測定における包含のための高いコスト装置タイプを選択することにより、設計者は、高コスト装置タイプ及び他の装置タイプの最適キャパシティを決定するために十分な関連コスト情報をまだ得ている間、方法を簡素化することができる。ある実施態様において、高コスト装置タイプは、高コスト装置タイプを含むプロセスユニットを建築するコストの１０％より多くを示す装置タイプである。代替の実施態様において、高コスト装置タイプは、高コスト装置タイプを含むプロセスユニットを建築するコストの１５、２０、２５又は３０％より多くを示す装置タイプであり得る。ＬＮＧ液化プランとにおいて、高コスト装置タイプは、冷媒圧縮機、低温熱交換器、モーター、タービンドライバー、蒸気ボイラー、及び発電及び配電装置の１又は２以上から選択され得る。あるいはまた、高コスト装置タイプは、冷媒圧縮機、低温熱交換器、モーター、タービンドライバー、蒸気ボイラー、及び発電及び配電のいずれかのコンビネーションの１又は２以上から選択され得る。
本件明細書に記載される方法を、使用して、１又は２以上のプロセスユニット又は完全な炭化水素流体処理プラントを設計することができる。方法をまた、使用して、現在のプロセスユニット又は炭化水素流体処理プラントのキャパシティを拡大することができる。そのように設計されるユニット又はプラントを、本件明細書に記載される方法を使用してより効果的に建築し及び作動することができる。そのようなユニット及びプラントを、使用して、パイプラインを通して及び／又は輸送船の使用を通して市場に輸送され得る、売れる製品を生産することができる。輸送船は、軌道、タンカートラック、荷船、船舶、又は陸又は海を越えて移動する他の手段の１又は２以上を含み得る。
本件明細書に記載される方法は、コンピューターで読まれ及び処理されるのに適切な媒体にエンコードされ得る。例えば、本件明細書に記載される方法を実行するためのコードは、個人又は主なフレームコンピューターにより読まれ及びそれにコピーされ得る磁気又は光媒体にエンコードされ得る。方法を次いで、そのような個人又は主なフレームコンピューターを使用して設計エンジニアにより実行することができる。
本発明のある特徴を、数的最大化制限のセット及び数的低制限のセットの関して記載する。これらの制限のいくつかの組み合わせにより形成される範囲が、他に記載のない限り本発明の範囲にあることが認識されるべきである。いくつかの従属クレームは、米国プラクティスに従って単一の依存を有するが、そのような従属クレームのいずれかにおける各特徴を、同一の独立クレームに依存する１又は２以上の他の従属クレームの各特徴と組み合わせることができる。
本発明は、好ましい実施態様に関連して記載されている。しかしながら、前述の記載が、本発明の特定の実施態様又は特定の使用に特定される範囲に対して、これは、説明のみであることを意図し及び本発明の範囲を制限するとして構成されるべきではない。それどころか、添付のクレームにより定義されるように、本発明の精神及び範囲内に含まれる全代替、改良及び同等を保護することが意図される。
図１は、ＬＮＧ液化プラントのある典型構成のブロックフローダイヤグラムである。 図２は、本発明の方法のある実施態様の論理的ブロックフローダイヤグラムである。 図３は、本発明の方法の別の実施態様の論理的ブロックフローダイヤグラムである。 図４は、酸ガス除去接触器ユニットのためのプロセスユニット構成のある実施態様のあるグラフ描写である。

Claims (20)

  1. 炭化水素流体処理プラントを設計する方法であって、
    Ａ）炭化水素流体処理プラントに含まれる１又はそれより多くの処理ユニットのためのプロセスユニット構成を提供すること；
    Ｂ）１又はそれより多くの該処理ユニットに含まれる複数の装置タイプのためのキャパシティ関連に対するコストを決定すること；
    Ｃ）プロセスシミュレーションモデルを実行して、該プロセスユニット構成のためのプロセルシミュレーションを得ること、ここで該プロセスシミュレーションは、複数個の該装置タイプの推定キャパシティを含み；
    Ｄ）該プロセスシミュレーションのためのコスト測定を決定すること、ここで該コスト測定は、キャパシティ関連に対する該コスト及び複数の該装置タイプの該推定キャパシティを使用して決定される装置コスト測定を含み；
    Ｅ）該プロセスシニュレーションモデルにおけるプロセス変数を変更すること；及び
    Ｆ）工程ＣからＥを複数回繰り返すこと、
    を含む、前記方法。
  2. 前記のプロセス変数を変更する工程Ｅ）が、反復して複数の変数を変更することを含む請求項１に記載の方法。
  3. プロセス変数を変更する工程Ｅ）が、複数回反復して各変数を変更することを含む請求項２に記載の方法。
  4. 前記炭化水素流体処理プラントが、ＬＮＧ液化プラントである請求項３に記載の方法。
  5. 前記の複数の装置タイプが、より高いコストの装置タイプを含む請求項４に記載の方法。
  6. 前記より高いコストの装置タイプが、冷媒圧縮機、低温熱交換器、モーター、タービンドライバー、蒸気ボイラ、発電及び配電装置、及びそれらの組み合わせから選択される請求項５に記載の方法。
  7. 前記の複数の装置タイプが、全ての装置タイプが含むものより少なく、前記１又はそれより多くの処理ユニットにおいて含む請求項５に記載の方法。
  8. 前記のプロセスシミュレーションモデルを実行する工程Ｃが、更に、施設利用見積もりを含む前記プロセスシミュレーションを含み；及び
    前記のコスト測定を決定する工程Ｄが、更に、光熱費測定を決定することを含む請求項５に記載の方法。
  9. 前記のプロセスシミュレーションモデルを実行する工程Ｃが、更に、生産量見積りを含む前記プロセスシミュレーションを含み；及び
    前記のコスト測定を決定する工程Ｄが、更に、生産値コスト測定を決定することを含む請求項８に記載の方法。
  10. 前記光熱費測定、前記生産値コスト測定及び前記装置コスト測定が、全て、キャピタルコスト基準で決定される請求項９に記載の方法。
  11. 前記コスト測定が、少なくとも部分的に、前記装置コスト測定、前記光熱費測定及び前記生産値コスト測定を加算することにより決定される請求項１０に記載の方法。
  12. 更にＧ）を含む請求項１１に記載の方法：
    Ｇ）工程Ｅにおいて変更される１又はそれより多くのプロセス変数について、前記コスト測定を最適化する前記プロセス変数のための値を決定すること。
  13. 更にＨ）を含む請求項１２に記載の方法：
    Ｈ）前記コスト測定を最適化する前記プロセス変数のための値をベースとする前記の１又はそれより多くの処理ユニットのためのプロセス設計を製造すること。
  14. 更にＩ）を含む請求項１３に記載の方法：
    Ｉ）前記プロセス設計を用いて炭化水素流体処理プラントを構築すること。
  15. 更にＪ）を含む請求項１４に記載の方法：
    Ｊ）前記炭化水素流体処理プラントから炭化水素流体製品を製造すること。
  16. 更にＫ）を含む請求項１５に記載の方法：
    Ｋ）輸送船に前記炭化水素流体製品を荷積みすること。
  17. 炭化水素流体製品を製造する方法であって、該炭化水素流体製品が、炭化水素流体処理プラントから製造され、ここで該炭化水素流体処理プラントが、少なくとも部分的に、以下の工程を用いて設計される方法：
    ａ）該炭化水素流体処理プラントに含まれる１又はそれより多くの処理ユニットのためのプロセスユニット構成を提供すること；ｂ）該１又はそれより多くの処理ユニットに含まれる複数の装置タイプのためのキャパシティ関連に対するコストを決定すること；ｃ）プロセスシミュレーションモデルを実行して、該プロセスユニット構成のためのプロセスシミュレーションを得ること、ここで該プロセスシミュレーションは、該複数の装置タイプの推定キャパシティを含み；ｄ）該プロセスシミュレーションについてのコスト測定を決定すること、ここで該コスト測定は、該キャパシティ関連に対する該コスト及び複数の該装置タイプの該推定キャパシティを用いて決定される装置コスト測定を含み；ｅ）該プロセスシミュレーションモデルにおいてプロセス変数を変更すること；及びｆ）工程ｃからｅを複数回繰り返すこと、ここでこの方法は、炭化水素流体処理プラントから該炭化水素流体製品を製造することを含む。
  18. 前記炭化水素流体製品が、ＬＮＧである請求項１７に記載の方法。
  19. 更に、運送船に前記ＬＮＧを荷積みすることを含む請求項１８に記載の方法。
  20. コンピューターにより可読性の一連の指示を含む有形的表現媒体であって、一連の指示が、Ａ）〜Ｇ）を含む有形的表現媒体：
    Ａ）炭化水素流体処理プラントに含まれる１又はそれより多くの処理ユニットのためのプロセスユニット構成を入力するのに適切なプロセス構成モジュール；
    Ｂ）該１又はそれより多くの処理ユニットに含まれる複数の装置タイプについてのキャパシティ関連に対するコストを保存するのに適切なレジスターモジュール；
    Ｃ）プロセスユニット構成のためのプロセスシミュレーションを得るのに適切なプロセスシミュレーションモデル、ここで該プロセスシミュレーションは、複数の該装置タイプのキャパシティを推定するのに適し；
    Ｄ）該プロセスシミュレーションのためのコスト測定を決定するのに適切なコスト計算モジュール、ここで該コスト測定が、キャパシティ関連に対する該コスト及び複数の該装置タイプの推定される該キャパシティを使用して決定される装置コスト測定を含み；
    Ｅ）該プロセスシミュレーションモデルのプロセス変数の変更を可能にするのに適切なプロセス変化インターフェイスモジュール；
    Ｆ）ＣからＥを複数回繰り返すの適切なレセプションモジュール；及び
    Ｇ）データ表示を形成するのに適切な出力モジュール。
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