JP2008519210A - Ｌｎｇ輸送容器及び炭化水素を輸送するための方法 - Google Patents

Abstract

液化天然ガス輸送用の容器が提供される。容器は全体的には、基本的に周囲温度で容器との間で天然ガスを荷積みし及び荷降ろしするためのガス移送システムを含む。容器は、天然ガスの液化及び再ガス化を選択的に可能にするガス処理施設を更に含む。容器はまた、輸送中に液化天然ガスを収容するための格納構造体を含む。容器は、水上でＬＮＧを輸送するための船舶又ははしけ容器、或いはＬＮＧを道路輸送するためのトレーラー容器とすることができる。容器への天然ガスの荷積み、天然ガスの凝結、液化状態での容器へのガス貯蔵、輸入ターミナルへのガス輸送、ガスの気化、及びターミナルでのガスの荷降ろしを可能にするＬＮＧ輸送のための方法がまた提供される。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、概略的には、炭化水素の輸送に関する。より詳細には、本発明の実施形態は、液化天然ガス輸送容器用の一体型設計に関する。加えて、本発明の実施形態は、液化、輸送及び再ガス化プロセスを組合せる方法に関する。

クリーン燃焼の天然ガスは、世界中の多くの産業及び消費者市場において最適な燃料になっている。しかしながら、天然ガス源は、ガスを必要とする市場から離れた場所に位置することが多い。これは、天然ガスは、地理的に離れた場所で製造された後、大型船で大洋を輸送しなければならないことがあることを意味する。

輸送用のガス容量を最大にするために、ガスは液化プロセスを経ることがある。液化天然ガス（「ＬＮＧ」）は、例えばメタン含有ガスのような極めて低級の炭化水素(light hydrocarbon)を約−１６０℃まで冷却することによって形成される。液化ガスは、大型の船舶に設けられた特殊な極低温タンク内に大気圧で貯蔵することができる。或いは、ＬＮＧは、高圧、かつより高い温度（すなわち−１６０℃を上回る）で液化することができ、これは加圧ＬＮＧ（「ＰＬＮＧ」）として知られている。本願では、ＰＬＮＧ及びＬＮＧを、総称として「ＬＮＧ」と呼ぶことがある。

輸入国又は輸入地へのＬＮＧの輸送には費用がかかる。最近は開発されてきているので、ガスは、製造現場に近接する場所で液化処理される。これは、大きな集積及び液化センターが、生産国内に建造されることを意味する。液化プロセスを、浮遊式生産貯蔵及び陸揚げ（ＦＰＳＯ）容器などの沖合のプラットホーム又は容器で行うこともできる。そこから炭化水素生成物は、船舶(marine transport vessel)にその液化状態で荷積みされる。このような船舶はＬＮＧタンカーとして知られている。

行き先国に到着すると、ＬＮＧ製品は、受け入れターミナルで荷降ろしされる。受け入れターミナルは、輸入国の陸上、又は「沿岸」でもよい。ガスが、冷却及び液化状態で貯蔵庫に一時的に貯蔵されることもある。液化によって、ガス配管網内に導入され又は消費者に送給されるまで、大量のガスを断熱タンク内に貯蔵することが可能になる。場合によっては、冷却ガスは、トレーラーの後部の特別に断熱された容器で輸送され、市場まで長距離を陸送されることもある。また、輸入されたＬＮＧは、「気化」され市場用配管網に送り込まれる。

ＬＮＧ技術は、一般に、輸出及び輸入ターミナルにおける資本及び資源の大きな投資を必要とする。ＬＮＧ技術では、また、各エンドで液体の極低温移送が必要となる。多くの場所では、天然ガス資源は、ガス液化処理施設を産出国又は産出地に建設する費用を妥当なものにするほど十分な量は存在しない。加えて、特にＦＰＳＯからの極低温材料の移送は困難である。また、輸入地域における消費者の需要によっては、再ガス化加工設備が経済的に妥当でないこともある。従って、産出国の輸出ターミナルで低級炭化水素生成物を受け、ガスを冷却して液化状態にし、次いで所望の市場に近接した場所までガスを輸送することができる一体型容器に対するニーズがある。加えて、荷降ろし場所又は輸入ターミナルに到着したときに低級炭化水素を再ガス化することができる容器のニーズもある。更に、海洋、河川、又は道路を移動するこのような容器のニーズもある。

ＬＮＧ液化、輸送、及び／又は再ガス化技術に関しては、米国特許第５，８７８，８１４号明細書（Ｂｒｅｉｖｉｋ他に付与された）、ドイツ特許３２００９５８号（Ｌｉｎｄｅ ＡＧ）、米国特許第５，０２５，８６０号明細書（Ｍａｍｄｒｉｎ他に付与された）、米国第６，５１７，２８６号明細書（Ｌａｔｃｈｅｍに付与された）、国際特許２００４／０８１４４１号（Ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎ Ｇａｓ Ｉｍｐｏｒｔｓ）、米国第２００３／１８５６３１号（Ｂｌｉａｕｌｔ他）、国際特許２００４／０００６３８号（ＡＢＢ Ｌｕｍｍｕｓ Ｇｌｏｂａｌ，Ｉｎｃ）、米国特許第３，７６６，５８３号明細書（Ｐｈｅｌｐｓに付与された）、米国第２００３／１８２９４８号（Ｎｉｅｒｅｎｂｅｒｇ）、米国第２００２／１７４６６２号（Ｆｒｉｍｍ他）、及び米国特許第６，０８９，０２２号（Ｚｅｄｎｉｋ他に付与された）にも開示されている。

最初に、液化天然ガスを輸送するための方法が提供される。本方法は、実質的に気相状態の天然ガスを第１の場所で容器に荷積みするステップと、容器の天然ガスを冷却して実質的に液化天然ガスに変換するステップと、液化ガスを断熱コンテナ内で貯蔵するステップと、容器の液化天然ガスを第１の場所から第２の場所に輸送するステップと、容器の液化天然ガスを加熱して実質的に気相に再変換して戻すステップと、天然ガスを第２の場所で容器から荷降ろしするステップとを含む。好ましくは、天然ガスを冷却するステップ及び液化天然ガスを加熱するステップは、各々ガス処理施設を用いて実施される。より好ましくは、同じガス処理施設が天然ガスの冷却（液化）及び液化天然ガスの加熱の両方に用いられる。

ＬＮＧを輸送するための方法は、種々の容器で実施することができる。例として、海洋容器（船舶）、はしけ容器、及び陸送トレーラー容器を含む。

別の態様では、容器の液化天然ガスを輸送するための方法が提供される。本方法は一般に、容器用のガス移送システムを提供するステップと、基本的に気相状態にある天然ガスをガス移送システムを通って容器に荷積みするステップと、天然ガスを選択的に冷却及び加熱するガス処理施設を容器に提供するステップと、天然ガスが実質的に液化状態にある低温まで天然ガスを冷却するようにガス処理施設を通って天然ガスを貫流するステップと、輸送中に液化天然ガスを収容するために容器に格納構造体を提供するステップとを含む。

加えて、液化天然ガスを輸送するための容器が提供される。１つの実施形態では、容器は、天然ガスが実質的に気相状態で容器との間で天然ガスの荷積み及び荷降ろし用のガス移送システムと、（ｉ）天然ガスが気相状態にある温度から、天然ガスが実質的に液化状態にある低温まで天然ガスを冷却すること、及び（ｉｉ）天然ガスが実質的に液化状態にある温度から天然ガスがその気相に変換して戻る温度まで天然ガスを加熱することを選択的に行うためのガス処理施設と、ガス処理施設に給電するための発電機と、輸送中に液化天然ガスを収容する格納構造体とを備える。

容器は更に、例えば海洋容器（船舶）、はしけ容器、又は陸送トレーラー容器を含むあらゆる種類の輸送容器とすることができる。容器が船舶である場合、ガス移送システムは、ガス処理施設を海洋ジャンパーラインと流体連通して配置するためのブイラインを更に含むことができる。容器が、トレーラー上の容器などの陸上にある場合、ガス移送システムは、ガス処理施設をランドホースと流体連通して配置するためのラインを更に含むことができる。

格納構造体が船舶である場合、格納構造体は、１又は２以上のモス球状タンクとすることができ、これはメンブレンタンクとすることができ、又は流体連通した複数の加圧ボトルとすることができる。複数のボトルは、大気圧よりも大きな圧力状態にＬＮＧを維持する。

１つの態様では、ガス処理施設は、天然ガスが熱的に熱交換流体と接触する少なくとも１つの熱交換器と、少なくとも１つの流体移動装置とを含む。流体移動装置は、コンプレッサ、又はポンプのいずれかとすることができる。

１つの構成では、ガス処理施設は、天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって天然ガスを冷却する第１の熱交換器と、第１の熱交換器を貫流した後に熱交換流体が圧縮され一時的に加温されるコンプレッサと、圧縮された熱交換流体が冷却される第２の熱交換器と、圧縮された熱交換流体が第１の熱交換器を通って戻る前に更に冷却されて減圧されるエキスパンダーとを提供することによって天然ガスを冷却する。或いはガス処理施設は、天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって天然ガスを加温する第１の熱交換器と、第１の熱交換器を貫流した後に熱交換流体が加温される第２の熱交換器とを提供することによって天然ガスを加熱する。熱交換流体運動装置は、第２の熱交換器を貫流した後及び第１の熱交換器を通って戻る前に熱交換流体が圧縮されて更に加温されるコンプレッサとすることができる。或いは、流体運動装置は、液化熱交換流体を加圧するための第１及び第２の熱交換器の間にインラインに配置されたポンプである。

好ましくは、発電機は、天然ガスが格納構造体内に貯蔵されるときに容器を推進する動力を供給し、天然ガスが冷却又は加熱されるときにガス処理施設に給電するよう、選択的に構成される。任意選択的には、容器は、輸送中に気化するあらゆる天然ガスを再凝結させ、又は熱交換流体及びシステム装置を低温に維持するために、容器がＬＮＧを輸送している間は熱交換流体を循環及び冷却させる補助コンプレッサを更に有することができる。

図面は、本明細書に記載された種々の発明の理解を助けるために提供される。
以下の用語及び語句は、本明細書及び請求項の目的において具体的に定義される。用語が定義されていない範囲では、当業者が刊行物、辞書及び／又は登録特許において反映される用語について、当業者が与える最も広い定義が与えられる必要がある。

「天然ガス」とは、炭化水素種ベースで２５モルパーセントよりも多いメタンを含む、低級炭化水素ガス、又は２又は３以上の低級炭化水素ガスを含む混合物を意味する。例えば天然ガスは、これに限定されものではないが、エタン、プロパン、ブタン又はこれらの異性体などの他の炭化水素成分と共に、メタンを含む。天然ガスは、また、例えば二酸化炭素、硫化水素、水、硫化カルボニル、メルカプタン及び窒素などの非炭化水素汚染種を含むことがある。

「ＬＮＧ」すなわち「液化天然ガス」は、液化されている、天然ガス又はこれらの一部を意味する。この用語は、炭化水素種モルベースで２５モルパーセントよりも多いメタンを含む、実質的に液体形態のあらゆる低級炭化水素又は２つ又は３以上の低級炭化水素の混合物を集合的に含む。ＬＮＧは、例えば、およそ大気圧で冷却、並びに「ＰＬＮＧ」等の大気圧を超えた圧力増大の冷却及び適用の両方によって液体状態に誘起された天然ガスを含む。

「容器」は、あらゆる流体輸送構造体を意味する。容器の非限定的な実施例は、海洋容器（船舶）、はしけ容器、又はトレーラー容器を含む。

「海洋容器（船舶）」は、大洋、または他の大きな水域で大量のＬＮＧなどの流体を輸送するように構成された容器を意味する。

「はしけ容器」は、河川或いは海洋の入り江又は湾内で大量のＬＮＧなどの流体を輸送するように構成された容器を意味する。

「トレーラー容器」は、大量のＬＮＧなどの流体をトレーラーで輸送するように構成された容器を意味する。トレーラーは、トラック、リグ、又は他の機械化された長距離輸送車両によって牽引される。

用語「荷積み」及び「荷降ろし」は、それぞれ、容器へ又は容器から流体を移動させることを意味する。これらの用語は、流体が移動される手法に関しては限定されない。
「ガス移送システム」は、少なくとも部分的に気相状態にある流体の荷積み又は荷降ろし用のシステムを意味する。ガス移送システム用の特徴の非限定的な実施例は、コンプレッサ、弁、導管及びポンプを含む。
「周囲温度」とは、あらゆる特定の場所で最も一般的な温度を意味する。

「エキスパンダー」とは、これに限定されものではないが、膨張弁又はターボエキスパンダーを含む、流体ライン内を減圧することができるあらゆるデバイスを意味する。

本発明の幾つかの実施形態は、液化天然ガス用の装置及び方法を含む。幾つかの実施形態では、天然ガスは、２５モルパーセントよりも多くのメタンを含む低級炭化水素ガス或いは２つ又はそれ以上の低級炭化水素ガスを含む混合物を含む。或いは天然ガスは、炭化水素種ベースの４０モルパーセント又は７０モルパーセントよりも多いメタンを含むことができる。

本発明の幾つかの実施形態は、ＬＮＧを形成する液化天然ガス又は天然ガスを再形成するためＬＮＧを再ガス化する装置及び方法を含む。幾つかの実施形態ではＬＮＧは、液化されている天然ガス又はその一部を含む。ＬＮＧは、炭化水素種ベースで２５モルパーセントよりも多いメタンを含む実質的に液体状態のあらゆる低級炭化水素或いは２つ又は３以上の低級炭化水素の混合物を含むことができる。或いはＬＮＧは、炭化水素種ベースで４０モルパーセント又は７０モルパーセントよりも多いメタンを含むことができる。

以下に図面に示す特定の実施形態を説明する。

図１Ａは、流体輸送容器１００の平面図を示す。例示されている流体輸送容器１００は、船舶である。具体的には、容器１００は、海洋或いは他の大きな水域にわたって液化天然ガスすなわち「ＬＮＧ」を運ぶように構成されている。１つの態様では、容器１００は、公称３００メートルの長さである。容器１００は、図１Ａの平面図に示されているメインデッキ１２を含む。

図２は、図１Ａの容器１００の側面図である。船体１６によって画定されている容器１００の輪郭が分かる。船体１６は、一般に、メインデッキ１２の下にある。船体１６は、好ましくは自己推進される「船形状」の容器を提供する。しかしながら、本発明の範囲は、船形状又は自己推進型の容器に限定されないことは理解される。

船舶１００はブリッジ２０を含む。ブリッジ２０は、通常、容器の前部又は後部のいずれかにある。ブリッジ２０は、船１００の船首において図１Ａ及び図２の両方で見られる。ブリッジ２０は、デッキ１２に位置決めされ、船長及び乗組員用の住居を提供する。ブリッジ２０では、船舶１００の航海及び動作制御が行われる。船舶はまた、操舵又は誘導機構、舵及び器具類（全て図示せず）を含む航海システムを有することがわかる。

船舶１００は、貨物貯蔵領域３０又は「格納構造体」を更に含む。格納構造体３０は、概略的に図１Ａ及び図２に示され、単一の「断熱区画」を示すことが意図される。例示されている格納構造体３０は、ＬＮＧなどの極低温流体を加圧状態に保持するように構成された複数のコンテナ３０Ａを含む。格納構造体３０は、コンテナ３０Ａのサンプリングを露出させるために、図１Ａ及び図２の各々で切り欠かれている。格納構造体３０は、単一の「断熱区画」に限定されず、コンテナ３０Ａは、個々に断熱してもよいことがわかる。

選択されたボトル３０Ａのセットは、互いに流体連通して「タンク」を形成する。ボトル３０Ａは、ＬＮＧをボトル３０Ａに出し入れするのに適した弁３２を有する。１つの態様では、極低温流体をコンテナ３０Ａに出し入れするために４インチの配管接続が設けられるが、他の寸法を用いてもよいことがわかる。コンテナ３０Ａは、大気圧又はそれよりもわずかに高い圧力とすることができ、液化にするために約−１６０°Ｆ（−１０６．７℃）又はそれよりも低い温度まで冷却された天然ガスを含む。代替として、天然ガスは、約−１９０°Ｆ（−１２３．３℃）又はそれよりも低い温度まで冷却してもよい。或いはコンテナは、大気圧又はこれよりもわずかに高い気圧とすることができ、約−２００°Ｆから約−２７０°Ｆ（−１２８．９℃から−１６７．８℃）の温度まで冷却された天然ガスを含む。コンテナ３０Ａは、約１５０ｐｓｉを上回る高圧及び約−１９３°Ｆ（−１２５℃）又はそれより高い温度のどちらかで貯蔵することができる。或いはコンテナは、約２５０から４５０ｐｓｉの範囲内の圧力、及び約−１７５°Ｆから−１３０°Ｆ（−１１５℃から−９０℃）の温度で貯蔵することができる。当業者であれば、炭化水素の液化温度が、その圧力及び組成に応じて決まることになることがわかる。

ボトル３０Ａは、好ましくは円筒型形状であり、通常は鋼材から製作される。コンテナ３０Ａが、圧力容器として機能する場合、これらは、好ましくは好適な厚さの壁を有する鋼材から製作される。互いに流体連通した１又は２以上のボトル３０Ａは、単一「タンク」を形成する。

他の種々のＬＮＧ格納構造体は、船舶用として既知である。その例が、図１Ｂ及び１Ｃに示されている。図１Ｂは、複数のモス（Ｍｏｓｓ）球状タンク３０ＢとしてＬＮＧ輸送容器１００Ｂ用の格納構造体を示している。例示されている容器１０は、やはり船舶である。モス球状タンク３０Ｂは、半球状又は細長い形状であり、最大４０メートル又はそれよりも長い直径を有することがある。通常、３つから５つのモス球状タンクが単一の船舶に配置される。ＬＮＧは、大気圧でモス球状タンク内に貯蔵される。

図１Ｃは、メンブレンタンクとしてＬＮＧ輸送容器１００Ｃ用の格納構造体３０Ｃを提示している。例示的な容器１００Ｃはこの場合も船舶である。メンブレンタンクは通常、流体密封区画を形成するためのスチールライニング（図示せず）を有する正方形又は矩形構造体である。ライニングは、断熱されるフレームによって構造的に支持される。フレーミングは、断熱貨物倉を形成する。各メンブレンタンク３０Ｃは、例えば占有面積で４０メートル×４０メートルとすることができる。

例示的な各船舶１００、１００Ｂ、１００Ｃはまた、ガス処理施設を含む。ガス処理施設は、概略的に４０で示され、天然ガスなどの流体を選択的に冷却又は加熱することができる、あらゆる設備を示すとが意図される。好ましくはガス処理施設４０は最初に、天然ガスが気相状態にある室温から天然ガスが実質的に液化状態にある低温まで天然ガスを冷却することになる。これは、天然ガスを例えば容器１００のような容器に荷積みするための手順と関連して行われる。加えて、ガス処理施設４０はまた、好ましくは天然ガスが実質的に液化状態にある温度から天然ガスが気相に戻される室温まで天然ガスを加熱することになる。これは、容器１００、１００Ｂ又は１００Ｃから天然ガスを荷降ろしするための手順と関連して行われる。

図３は、１つの実施形態では、ガス処理施設４０のより詳細な図を示している。この図では、ガス処理施設４０は、流体の冷却すなわち「液化」用に設定されている。矢印は、天然ガスを冷却するプロセスの流体の流れを示している。より具体的には、矢印Ｇは、容器１００上に設置されたガス処理施設４０を通るガスの移動を示し、矢印Ｃが、ガスを極低温冷却するクーラントのポンプ輸送を示す。

図４Ａ及び図４Ｂは、図１、１Ｂ及び１Ｃのガス処理施設４０の他の概略図を示す。これらの図では、ガス処理施設４０は、流体の加熱すなわち「再ガス化」用に設定されている。矢印は、低級炭化水素再ガス化プロセスの流体の流れを示している。矢印Ｇは、容器１００に設置されたガス処理施設４０を通るガスの移動を示し、矢印Ｈは、ガスを加温する熱交換流体のポンプ輸送を示している。図４Ａ及び図４Ｂは、再ガス化用の別のガス処理システムを示す。

図３のガス処理施設は、フィールドからの天然ガスの受け取りと輸送用の格納構造体３０でのＬＮＧ貯蔵との間の中間設備である。同様に、図４Ａ及び図４Ｂのガス処理施設は各々、格納構造体３０から輸入ターミナルまで天然ガスを荷降ろしする間の中間設備を提供する。炭化水素の容器からの出し入れを行うために、ガス移送システムが設けられている。ガス移送システムは、図３、４Ａ及び４Ｂのライン５０によって概略的に表される。実際には、ガス移送システム５０は、ガス処理施設４０と容器１００外部のライン（図示せず）との間に流体連通を形成するラインを含むことになる。例えば、流体輸送容器が、船舶（図１Ａの容器１００など）又は、はしけ容器（図５Ａに示される）である場合、ラインは、海洋ジャンパーに接続されることになる。海洋ジャンパーは、好ましくは一体化又は取り付けブイのいずれかを用いて浮かせられることになる。流体輸送容器が、トレーラー容器（図５Ｂに示される）である場合、ラインは、ランドホースに接続されることになる。

図５Ａは、はしけ容器５００ＡとしてＬＮＧ輸送容器を示している。はしけ容器５００Ａは、曳航船によって曳航されている。容器５００Ａは、ガス移送システム５０２Ａ、ガス処理施設５０４Ａ、及び流体格納構造体５０６Ａを含む。ガス移送システム５０２Ａは、典型的には海洋ジャンパーライン（図示せず）に接続されるように構成されたホースを構成することになる。はしけ容器５００Ａは、好ましくはタグ５１０Ａによって牽引される。容器５００Ａは、タグ５１０Ａと一体化することができるが、連結及び連結解除が可能な別個の浮遊装置であるのが好ましい。図５Ａは、ヒッチングライン５０１Ａを示す。タグ５１０Ａは、勿論、エンジン及びプロペラ（図示せず）を含む。エンジンは通常、ディーゼル又はガソリン動力であり、水中Wでプロペラを駆動させるように動作する。荷船５１０Ａはまた、光源などの電気装置に給電するためのバッテリー（図示せず）を含むことができる。好ましくは、ガス処理施設５０４Ａは、タグ５１０Ａのエンジン又はバッテリーのいずれかによって動力が供給される。

図５Ｂは、トレーラー容器５００ＢとしてＬＮＧ輸送容器を示す。容器５００Ｂは、ガス移送システム５０２Ｂ、ガス処理施設５０４Ｂ、及び流体格納構造体５０６Ｂを含む。ガス移送システム５０２Ｂは、通常、供給ライン（図示せず）に接続されるように構成された弁及び恐らくはホースを構成することになる。トレーラー容器５００Ｂは、道路輸送リグ５１０Ｂによって牽引されている。トレーラー容器５００Ｂは、陸上輸送用の多軸トレーラー５２０Ｂ上に配置される。

トレーラー容器５００Ｂは、リグ５１０Ｂ又は「トラック」の後部に牽引されることで推進される。容器５００Ｂは、トラック５１０Ｂと一体化することができるが、連結及び連結解除することができる別個のトレーラー５２０Ｂ上にあるのが好ましい。トラック５１０Ｂは、勿論、エンジン及びシャフト（図示せず）を含む。エンジンは通常、ディーゼル又はガソリン動力であり、トランスミッションに回転運動を伝達するシャフトを駆動させるように動作する。トラック５１０Ｂはまた、電気装置に給電するためのバッテリー（図示せず）を含む。好ましくは、ガス処理施設５０４Ｂは、トラック５１０Ｂのエンジンによって動力が供給され、装置要件を低減させる。エンジンは、ガス処理施設５０４Ｂ用の電力を生成するための発電機を駆動することができる。

実際には、天然ガスなどの大量の流体は、フィールドから集積センターに運ばれる。集積センターは、陸上、沿岸、又は沖合にある。天然ガスは、基本的に周囲温度で貯蔵される。容器１００、１００Ｂ、及び１００Ｃなどの船舶の場合には、容器は沖合にあり、集積設備（図示せず）からガス移送システム５０を通って容器にポンプ輸送された天然ガスを受け取る。天然ガスは、容器１００の格納構造体３０内に直接貯蔵されるのではなく、図３に従って液化用のガス処理施設４０を通ってポンプ輸送される。

図３には、ガス処理施設４０が示されている。ガス処理施設４０は、天然ガスなどの流体を凝結する目的で用いられる。矢印Ｇは、上述のように液化中のガスの流れを示している。

ガス処理施設４０は、第１の熱交換器４２を含む。第１の熱交換器４２は、天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって天然ガスを冷却するように機能する。第１の熱交換器４２は、２つのチャネルが互いに熱接触状態にあるように、それぞれ炭化水素及び熱交換流体を配向する好適な隣接流体チャネル（図示せず）を提供する。この順序では、熱交換流体は、ライン「Ｃ」を貫流する冷媒として働く。

ガス処理施設４０はまた、コンプレッサ４４を含む。コンプレッサ４４は、第１の熱交換器４２から循環し冷媒を圧縮するときに、熱交換流体又は冷媒を受け取る。冷媒を圧縮するプロセスはまた、冷媒がコンプレッサ４４を通って移動すると、冷媒を一時的に加温するように働く。１つの構成において、冷媒は、第１の熱交換器４２を出るときに約３５Ｆ°（１．７℃）であり、コンプレッサ４４を出るときには３００Ｆ°（１４８．９℃）である。

ガス処理施設４０はまた、第２の熱交換器４６を含む。圧縮された冷媒は、第２の熱交換器４６内で冷却される。第２の熱交換器４６は、冷媒及び冷却流体が流れる隣接流体チャネル（図示せず）を提供する。冷却流体は、熱接触によって冷媒を冷却するように働く。図１Ａの容器１００などの船舶の関連では、クーラントは、豊富に利用できる海水又は空気とすることができる。はしけ容器（図５Ａに示す容器５００Ａなど）の関連では、クーラントは、淡水又は空気とすることができる。トレーラー容器（図５Ｂに示す容器５００Ｂなど）の関連では、クーラントは最も典型的には空気である。

ガス処理施設４０はまた、エキスパンダー４８を含む。エキスパンダー４８は、圧縮された冷媒を膨張させるように働く。エキスパンダー４８は、流体を膨張させるための膨張弁、ターボエキスパンダー、又は他のあらゆるデバイスとすることができる。圧縮された冷媒を膨張させるプロセスは、冷媒を減圧するだけでなくその冷媒を更に冷却するように働く。１つの構成では、冷媒は、第２の熱交換器４６を出るときに約６５Ｆ°の温度であるが、エキスパンダー４８を出るときには−１７０Ｆ°である。次いで有意に冷却された冷媒は、第１の熱交換器４２を通って循環し、そこで再度冷媒が天然ガスを冷凍するように働く。最終的には天然ガスは、実質的に液相に凝結される。従って、図３のガス処理施設４０は液化設備として働く。

ここで図４Ａを参照すると、ガス処理施設４０が再度示されている。しかしながらこの構成では、ガス処理施設４０は、天然ガスなどの流体を加熱する目的で用いられる。矢印Ｇは、上述のような低級炭化水素用の再ガス化のプロセスを描いている。矢印は、一般に図３の矢印と反対方向に向けられる。

ガス処理施設４０は同様に、第１の熱交換器４２を含む。しかしながらこの場合、第１の熱交換器４２は、天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって天然ガスを加温するように働く。この順序では、熱交換流体は、ライン「Ｈ」を貫流する加熱流体として働く。第１の熱交換器４２は、２つのチャネルが互いに熱接触状態にあるように、天然ガスをその液相及び熱交換流体に配向する好適な隣接流体チャネル（図示せず）を提供する。この順序では、熱交換流体は加熱流体として働く。

第１の熱交換器４２を通って循環後、熱交換流体は、第２の熱交換器４６に移動する。熱交換流体は、エキスパンダー４８を迂回する。矢印は、エキスパンダー４８を通る流体の流れを示さないことが図４で分かる。

図４Ａに示す再ガス化プロセスにおいて、第２の熱交換器４６はここでは熱交換流体を加温するように働く。この態様では、第１の熱交換器４２を通って熱交換流体を循環させるプロセスは、熱交換流体の冷却を生じさせる。熱交換流体は、交換機４２を出るときには極めて低温になる。従って、熱交換流体は、第２の熱交換器４６内で加温される。第２の熱交換器４６は、熱交換流体及び加温流体が流れる隣接流体チャネル（図示せず）を提供する。加温流体は、熱接触によって熱交換流体を加温するように働く。図１Ａの容器１００などの船舶の関連では、加温流体は海水とすることができる。或いは、加温流体は、図示していない燃焼又は他の加温プロセスによって周囲温度で容器に保持された淡水である。或いは、第２の熱交換器４６は、燃焼などによって直接淡水を受け取り加熱するタンクとすることができる。はしけ容器（図５Ａに見られる５００Ａなど）の関連では、又はトレーラー容器（図５Ｂに見られる容器５００Ｂなど）の関連では、加温流体は、空気又は水のいずれかとすることができる。

熱交換流体は、第２の熱交換器４６からコンプレッサ４４を通って移動する。コンプレッサ４４は、加熱流体を圧縮し、この加熱流体を更に加温した状態で第１の熱交換器４２に送給する。上述のように、流体を圧縮するプロセスはまた、コンプレッサ４４を通って移動するときに該流体を加温するように働く。１つの構成では、熱交換流体は、第２の熱交換器４６を出るときに約５５Ｆ°であるが、コンプレッサ４４を出るときには約３００Ｆ°である。次いでかなり加温された熱交換流体は、その熱交換流体が天然ガスを加温するように同様に働く第１の熱交換器４２を通って循環して戻る。最終的に天然ガスは、荷降ろしのために実質的に気相に気化される。従って、図４のガス処理施設４０は、再ガス化設備として働く。

ガス処理施設４０の幾つかの構成部品と関連して特定の温度が規定されてきた。しかしながら、熱交換流体が第１の熱交換器に入るときの熱交換流体の温度が、液化プロセス中の天然ガス（又は他の流体）を液化するのに十分に低く、ガス化プロセスにおいて天然ガス（又は他の流体）を気化するのに十分に高い範囲である限り、本発明の範囲はあらゆる特定の温度に限定されないことは理解される。しかしながら、水が、氷点よりも温かくすなわち華氏５度又はそれよりも高い第２の熱交換器４６内で利用可能である場合、ガス処理施設４０はより効率的に動作する点に留意されたい。媒体を加温する好適な周囲温度の無い実施形態では、液化及び気化熱交換器を一体化することは困難である。この関連では、ガス処理施設４０は、天然ガス製品の一部の燃焼により加熱された気化手段を利用するのが好ましい。燃焼気化設備は、液化プロセスを備えた水供給及び燃料ガスシステムのような公共施設の一体化による利点があることになる。

上述のように、図４Ｂは、図４Ａのガス処理施設のための別の構成を示している。この観点から考えると、この場合も矢印は、低級炭化水素用の再ガス化のプロセスを描く。システムは、ここでは４０’で示されている。図４Ｂの構成では、熱交換流体は同様に、ＬＮＧを加温する（「再ガス化する」）ために第１の熱交換器４２を通って循環される。再ガス化炭化水素は、ライン５０を通ってガス処理施設４０’を出る。最終的に天然ガスは、荷降ろしのために実質的に気相に気化される。従って、図４Ｂのガス処理施設４０’はまた、再ガス化設備として働く。

第１の熱交換器４２を通って熱交換流体を循環させるプロセスは、熱交換流体の冷却を生じ、実質的にその熱交換流体を液化する。熱交換流体を再加熱するために、熱交換流体は、最初にポンプ４９を通って移動される。ポンプ４９は、コンプレッサ４４に対する別の流体運動装置として機能を果たす。熱交換流体は同様にエキスパンダー４８を迂回することが分かる。ポンプ４９は、熱交換流体を活性化して加温するために、第１の熱交換器４２の後に設けられる。ポンプ４９はまた、例えば、海水のような液体熱交換流体を第２の熱交換器４６に向かって移送する。

図４Ａの設備４と同様に、第２の熱交換器４６は、熱交換流体を更に加温するように働く。第２の熱交換器４６は、熱交換流体及び加温流体が流れる隣接流体チャネル（図示せず）を提供する。加温流体は、熱接触によって熱交換流体を加温するように働く。図１Ａの容器１００などの船舶の関連では、加温流体は同様に、直接燃焼プロセスにより加温されている海水又は淡水とすることができる。はしけ容器（図５Ａに見られる容器５００Ａなど）の関連では、又はトレーラー容器（図５Ｂに見られる容器５００Ｂなど）の関連では、加温流体は空気又は水のいずれかとすることができる。

熱交換流体は、第２の熱交換器４６から第１の熱交換器４２に直接戻り、そこで同様に天然ガスを加温するように働く。コンプレッサ４４は、図４Ｂにおいて迂回されていることが分かる。コンプレッサ４４は、任意選択的にはポンプ４９が利用されるときは用いられない。ポンプ４４を通って流体をポンプ輸送するプロセスは、システム４０’を通って熱交換流体を循環させるのに必要な圧力を供給する。

液化動作及び再ガス化動作の両方において実質的に同じ物理的装置並びに熱交換流体を使用できることが図３、４Ａ及び４Ｂの構成から分かる。図３に示すように、冷凍システム動作を修正することによって、図４Ａ及び図４Ｂのシステム４０、４０’を介してガスの気化用の同じ熱交換器並びに熱移送流体を用いることができる。これにより、容器を節減する機器となる。容器が船舶である場合、輸入地域の水温が温かく、すなわち氷点よりも約５度（華氏）又はそれ以上高い場合、或いはあらゆる種類の周囲加熱媒体が輸入地域に近い発生源から利用可能である場合に、よりコスト効率が良い方法で容器（例えば容器１００）上に液化及び再ガス化装置４０を取り付けることができる。

図３及び図４Ａに示すガス処理施設４０において、熱交換流体は、圧縮によってシステム４０を通って移動される。圧縮は、流体運動装置のようなコンプレッサ４４を用いることによって行うことができる。図４Ｂに示すガス処理施設４０’において、熱交換流体は、ポンプ輸送によってシステムを通って移動される。ポンプ輸送は、流体運動装置としてポンプ４９と関連して行うことができる。電力は、発電機によってコンプレッサ４４又はポンプ４９（及びガス処理施設４０及び４０’の他の機械的要素）のいずれかに供給される。発電機は、図３、４Ａ及び４Ｂに４１で概略的に示されている。

発電機４１は、好ましくはエンジンである。エンジンは、格納構造体３０内に貯蔵されたＬＮＧからの自然に生じる天然ガスの蒸発損、又は独自の燃料供給源（図示せず）のいずれかから供給されるガスによるガスにより駆動することができる。或いはエンジンは、ディーゼル駆動することができる。この場合、ディーゼル供給源（図示せず）は、船上に設けられることになる。図３及び図４Ａの構成では、発電機４１が、モータ４３ｍを駆動することが分かる。矢印「ｅ」は、電力をモータ４３ｍに供給する電線を示す。次にモータ４３ｍは、４３で概略的に示される容器の推進システムを作動させる機械式動力を供給する。矢印「ｓ」は、推進システム４３まで進む機械シャフトを示す。

船舶推進システム４３は、ガス処理施設４０又は４０’を作動させるための電力系統と一体化されるのが好ましい。従って船が運行中でないときには、発電機を用いて、別のモータ４４ｍ及び４９ｍ（４９ｍは図示せず）を駆動することができる。次いで、モータ４４ｍ及び４９ｍは、コンプレッサ４４（図３並びに４Ａ及びＢの構成で）又はポンプ４９（図４Ｂの配置で）のいずれかにそれぞれ機械式動力を供給する。

ガス処理施設４０が発電機４１を船舶推進システム４３と共有するためには、所要電力をほぼ同程度にする必要がある。推進及びガス処理所要電力が同程度になると、単一の一体化された発電プラント及び電気もしくは炭化水素モータ駆動部は、両方の動作に必要な電力を供給するように備え付けることができる。この構成では、ガス圧縮４４と船の推進４３は、船舶全体の発電要求を最小にするように同時には使用されないのが好ましい。１つの実施形態では、発電機４１は、単一可変周波数ドライブ（ＶＦＤ）に給電する発電プラントである。ＶＦＤは、船の推進４３の制御と、冷凍モータ４４ｍ及び４９ｍへの給電とを交互に行うのに用いられる。本発明は、推進システム４３とガス処理施設４０との間で動力が共有され又は移送される方式に限定されないことは理解される。モータ巻線の修正、又は機械シャフトを利用するギアボックス系の使用といった他の動力構成を用いてもよい。

別の実施形態では、船舶の発電機４１は、図３に関して上述されたように、天然ガスの初期液化に用いることができる。しかしながら、小型の別個のコンプレッサ４５を設けて、任意選択的に輸送ステップ中にガス処理施設４０に給電することができる。この点に関して、格納構造体３０内の温度上昇に起因して、輸送中に揮発する天然ガスは、第１の熱交換器４２内により取り込まれることになる。コンプレッサ４５は、小型補助モータ４５ｍによって起動され、一時的に凝結プロセスを動作させて船の推進力４３を中断することなく天然ガスを再冷却する。補助モータ４５ｍは、発電機４１から少量の電力を引き出す。発電機４１と小型発電機４５ｍとの間に電線「ｅ」が示されている。更に、機械シャフト「ｓ」がコンプレッサ４５内に入るように示されている。最終的にバイパスループ「ｂ」を設けて、主コンプレッサ４４ではなくて小型コンプレッサ４５を通って熱交換流体を循環させるようにする。

小型の補助コンプレッサ４５の使用は、多くの利点を有する。最初に、この構成は、輸送中の炭化水素の再液化を可能にする。従って、これは、格納構造体３０からのはるかに高い蒸発損ガス速度に対応する。これはまた、極低温貯蔵の断熱要件を軽減させる。更に、小型補助コンプレッサ４５の使用は、輸送中に熱交換流体及びシステム装置を低温に維持し、液化用の輸出ターミナルにドック入りしたときに天然ガスをより迅速に受け取るように容器を迅速に準備することが可能になる。

更に別の実施形態では、２つの別々の発電システムが提供される。一方のシステムは、船舶推進システム４３に給電するように動作し、他方のシステムは、液化及び気に関連する様々なプロセス装置と共にガス処理施設４０を動作する。このようなプロセス装置は、消火装置、ガス処理制御装置、流体ポンプ、及び排水弁を含むことができる。

容器の液化天然ガスを輸送するための方法も提供される。容器は、図１Ａの容器１００などの船舶、図５Ａの容器５００Ａなどのはしけ容器、又は図５Ｂの容器５００Ｂなどのトレーラー容器とすることができる。図３のシステム５０などのガス移送システムは、容器に設けられる。更に格納構造体は、液化天然ガスを収容するため容器に設けられる。格納構造体は、例証として、図１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、５Ａ又は５Ｂに示す構造体のうちの１つとすることができる。加えてガス処理施設は容器に設けられる。ガス処理施設は、図３及び図４Ａの設備４０、或いは図４Ｂの設備４０’などとすることができ、天然ガスを選択的に冷却及び加熱することができる。

本方法の一部として、天然ガスは、輸出ターミナルにおいて艤装容器に荷積みされる。天然ガスは、基本的に周囲温度及び気相状態でガス移送システムを介して荷積みされる。輸送容器は、任意選択的には天然ガス生産システムと一体化することができる。輸送車両は、ウェルから未処理流体を受け取り、流体イオンガス、大気中炭化水素液、及び生成水を処理する設備を提供することになる。製造設備は、液化及び気化設備の一体化により実用性及び動作利点が得られることになる。輸送車両はまた、製造システム内に生成されたあらゆる大気中液炭化水素生成物を輸送及び送給する貯蔵能力を有することになる。

天然ガスは、ガス処理施設４０の第１の熱交換器４２を貫流し、その周囲温度から天然ガスを冷却するようにする。天然ガスは、実質的に液化相になる低温にされる。従って、天然ガスは、「液化」される。次いで、液化天然ガスは、格納構造体３０内に貯蔵され、容器で輸入ターミナルに輸送する準備が整う。

荷積みプロセス中に、船舶の推進システム４３は停止されるのが好ましい。船舶の発電機４１は、電力を液化処理施設４０に迂回させる。船荷が満杯になると、ガス処理システム４０は停止され、船舶推進システム４３が始動される。次いで容器１００は、極低温貨物を輸入地域に輸送する。

輸入ターミナルに到着すると、ガスは荷降ろしされる。ガスを荷降ろしするために、ガスは、ガス処理施設４０を通ってポンプ輸送され、天然ガスが実質的に液化状態である温度から、天然ガスが変換して気相に戻る温度まで天然ガスを加熱するようにする。次いで天然ガスは、ガス移送システム５０を通って荷降ろしされる。輸入地域に到着している間、船舶推進システム４３は再度停止され、極低温貨物は、容器１００から荷降ろしされると再ガス化される。これにより、船舶推進システム４３及びガス処理施設４０の両方向けの一体化発電機が任意選択的に可能になる。

方法の発明の１つの実施形態では、部分的に再ガス化された流体は、陸上でガス貯蔵デバイス内にポンプ輸送される。この実施例は、岩塩ドーム洞窟設備である。ガス貯蔵装置は、ガス受け取りターミナルで荷降ろしされた加圧ガスを貯蔵する容器と一体化される。該設備は、送給間の平均送給速度で連続ガスを供給するような大きさにすることができる。加圧ガス貯蔵は、貯蔵設備により高価なガス圧縮を行うのではなく、気化前に極低温流体を安価に貯蔵圧力までポンプ輸送することができるので理想的である。

従って、ＬＮＧ輸送容器が提供され、ＬＮＧ又は他の炭化水素流体を輸送するための方法も提供されることが分かる。１つの態様では、輸送方法は、液化、輸送及び再ガス化プロセスを組合せる。更に、一体化システムは天然ガスの輸送のために設けられることが分かる。

従来のガス輸送手段は、経済的に魅力的となるには２５−３０年の期間にわたり大きな移送率を必要とする。結果として、約５ＴＳＣＦ（１兆標準立方フィート）未満のガスを含む多くの資源は、現在未開発である。開示された技術により、投資家はこれらの少ない炭化水素埋蔵量を貨幣化できるようにすることができる。液化、輸送及び再ガス化の３つの機能は、遠隔の場所から消費者市場まで費用効率のよい天然ガスの移送のために、単一の移動可能ユニットに一体化することができる。つまり、液化、気化及び輸送手段の一体化により、他の取り残された炭化水素資源の回収が可能になり、同様に動作及び維持に必要な人的資源全体が軽減され、従って、動作費用及び乗員要件が軽減される。この容器により少ないガス資源の貨幣化が可能になり、移動可能であるので一連の少ない資源の開発が可能になる。

流体輸送容器のメインデッキの平面図を示す。例示的な容器は船舶である。この図では、橋、貨物貯蔵領域、及びガス処理施設が見える。貨物貯蔵領域は、液化ガス格納構造体内の１つ又はそれ以上の個々のタンクを表す。 温度制御環境下で流体を輸送するための別の船舶を示す。図１ＢのＬＮＧ輸送容器の格納構造体はモス球状構造である。 温度制御環境下で流体を輸送するための更に別の付加的な船舶を示す。図１ＣのＬＮＧ輸送容器の格納構造体はメンブレンタンクである。例示的な容器はやはり船舶である。 図１Ａの容器の側面図である。容器の外形が分かる。この図では、図１Ａの格納構造体の側面を見ることができる。 １つの実施形態における図１Ａのガス処理施設の概略図を示す。矢印は、低級炭化水素用の液化のプロセスを描いている。 図１Ａのガス処理施設の別の概略図を示す。この図では矢印は、低級炭化水素用の再ガス化のプロセスを描いている。 図４Ａの再ガス化設備用の別の構成を示す。この図では矢印は、低級炭化水素用の再ガス化のプロセスを更に描いている。 はしけ容器としてＬＮＧ輸送容器を示している。はしけ容器は、タグボートによって曳航されている。 トレーラー容器としてＬＮＧ輸送容器を示す。トレーラー容器は道路輸送リグによって牽引されている。

Claims (66)

1. 液化天然ガスを輸送するための方法であって、
   実質的に気相状態の天然ガスを第１の場所で容器に荷積みするステップと、
   前記容器内の前記天然ガスを冷却して、実質的に液化天然ガスに変換するステップと、
   前記液化ガスを断熱コンテナ内に貯蔵するステップと、
   前記容器の前記液化天然ガスを第１の場所から第２の場所に輸送するステップと、
   前記容器の前記液化天然ガスを加熱して実質的に気相に戻すステップと、
   前記天然ガスを第２の場所で前記容器から荷降ろしするステップと、を備えている、
   ことを特徴とする方法。
2. 前記天然ガスを冷却するステップ及び前記液化天然ガスを加熱するステップが、ガス処理施設を利用することによって各々行われる、
   請求項１に記載の方法。
3. 前記天然ガスを冷却するステップと前記液化天然ガスを加熱するステップの両方において同じ前記ガス処理施設が利用される、
   請求項２に記載の方法。
4. 前記容器が船舶である、
   請求項１に記載の方法。
5. 前記容器が、はしけ容器である、
   請求項１に記載の方法。
6. 前記容器が陸送トレーラー容器である、
   請求項１に記載の方法。
7. 前記天然ガスを冷却するステップが、
   前記天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを冷却する第１の熱交換器と、
   前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に圧縮され一時的に加温されるコンプレッサと、
   圧縮された前記熱交換流体が冷却される第２の熱交換器と、
   圧縮された前記熱交換流体が更に冷却され、前記第１の熱交換器を通って戻る前に減圧されるエキスパンダーと、
   を備えるガス処理施設を利用することによって行われる、
   請求項１に記載の方法。
8. 前記天然ガスを加熱するステップが、
   前記天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを加温する第１の熱交換器と、
   前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に加温される第２の熱交換器と、
   熱交換流体運動装置と、
   を備えたガス処理施設を利用することによって行われる、
   請求項１に記載の方法。
9. 前記熱交換流体運動装置は、前記熱交換流体が前記第２の熱交換器を貫流した後で且つ前記第１の熱交換器を通って戻る前に圧縮されて更に加温されるコンプレッサを備えている、
   請求項８に記載の方法。
10. 前記流体運動装置が、液化熱交換流体を圧縮するために前記第１及び第２の熱交換器の間にインラインに配置されたポンプを備える、
    請求項８に記載の方法。
11. 前記第２の熱交換器が、周囲海洋温度で前記熱交換流体と海水との間に熱接触を形成することによって、前記熱交換流体を加熱する、
    請求項８に記載の方法。
12. 前記第２の熱交換器が、前記熱交換流体と大気との間に熱接触を形成することによって前記熱交換流体を加熱する、
    請求項８に記載の方法。
13. 前記熱交換流体は、中間流体との熱接触によって加熱され、該中間流体自体は前記第２の熱交換器の外側の燃焼発生源によって加熱される、
    請求項８に記載の方法。
14. 前記第２の熱交換器が、前記熱交換流体と燃焼発生源との間に熱接触を形成することによって前記熱交換流体を加熱する、
    請求項８に記載の方法。
15. 前記熱交換流体が低級炭化水素を含む、
    請求項７に記載の方法。
16. 前記熱交換流体が低級炭化水素を含む、
    請求項８に記載の方法。
17. 前記天然ガスを冷却するステップ及び前記液化天然ガスを加熱するステップが、
    （ａ）前記天然ガスと冷媒として働く熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを冷却する第１の熱交換器と、
    前記冷媒が前記第１の熱交換器を貫流した後に圧縮されて一時的に加温されるコンプレッサと、
    前記圧縮された冷媒が冷却される第２の熱交換器と、
    前記圧縮された冷媒が更に前記第１の熱交換器を通って戻る前に冷却され減圧されるエキスパンダーと、を提供することによって前記天然ガスを冷却し、
    （ｂ）前記天然ガスと前記熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを加温する前記第１の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に加温される前記第２の熱交換器と、
    流体運動装置と、を提供することによって前記天然ガスを加熱する、
    単一のガス処理施設を利用することによって各々行われる、
    ことを特徴とする請求項１に記載の方法。
18. 前記流体運動装置は、前記熱交換流体が前記第２の熱交換器を貫流した後及び前記第１の熱交換器を通って戻る前に圧縮されて更に加温されるコンプレッサを備える、
    請求項１７に記載の方法。
19. 前記流体運動装置が、前記液化熱交換流体を加圧するために前記第１及び第２の熱交換器の間にインラインに配置されたポンプを備える、
    請求項１７に記載の方法。
20. 前記天然ガスを冷却する前記熱交換流体と前記天然ガスを加熱する前記熱交換流体とが、少なくとも部分的に異なる、
    請求項１７に記載の方法。
21. 容器の液化天然ガスを輸送するための方法であって、
    前記容器用のガス移送システムを提供するステップと、
    前記天然ガスを選択的に冷却し加熱するガス処理施設を前記容器に提供するステップと、
    基本的に気相状態にある前記天然ガスを前記ガス移送システムを通って前記容器に荷積みするステップと、
    前記天然ガスが実質的に液化状態にある低温まで前記天然ガスを冷却するように前記ガス処理施設を通って前記天然ガスを貫流させるステップと、
    輸送中に前記液化天然ガスを収容するために前記容器に格納構造体を提供するステップと、を備えている、
    ことを特徴とする方法。
22. 前記天然ガスがその実質的に液化状態にある温度から、前記天然ガスが少なくとも部分的にその気相に変換して戻る温度まで前記天然ガスを加熱するように、前記ガス処理施設を通って前記天然ガスをポンプ輸送するステップと、
    前記ガス移送システムを通って前記容器から前記天然ガスを荷降ろしするステップと、を更に含む、
    請求項２１に記載の方法。
23. 前記容器が船舶である、
    ことを特徴とする請求項２１に記載の方法。
24. 前記容器が、はしけ容器である、
    請求項２１に記載の方法。
25. 前記容器が陸送トレーラー容器である、
    請求項２１に記載の方法。
26. 前記ガス移送システムが、ブイラインを受け取り、これによって前記ガス処理施設を海洋ジャンパーラインと流体連通して配置する接続部を備える、
    請求項２１に記載の方法。
27. 前記ガス移送システムが、前記ガス処理施設をホースと流体連通して配置するためのラインを受け取る接続部を備える、
    請求項２１に記載の方法。
28. 前記格納構造体が、前記液化天然ガスを加圧状態に維持するための複数の圧力容器である、
    請求項２１に記載の方法。
29. 前記格納構造体が、１つ又はそれ以上のモス球状タンクである、
    請求項２１に記載の方法。
30. 前記格納構造体がメンブレンタンクである、
    請求項２１に記載の方法。
31. 前記ガス処理施設は、
    前記天然ガスが熱交換流体と熱的に接触する少なくとも１つの熱交換器と、
    前記熱交換流体を圧縮する少なくとも１つのコンプレッサと、を備えている、
    請求項２１に記載の方法。
32. 前記ガス処理施設が、
    前記天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって天然ガスを冷却する第１の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に圧縮されるコンプレッサと、
    圧縮された熱交換流体が冷却される第２の熱交換器と、
    圧縮された熱交換流体が減圧され、前記第１の熱交換器を通って戻る前に更に冷却されるエキスパンダーと、
    を提供することによって前記天然ガスを冷却する、
    請求項２１に記載の方法。
33. 前記ガス処理施設が、
    前記天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを加温する第１の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に加温される第２の熱交換器と、
    流体運動装置と、
    を提供することによって前記天然ガスを加熱する、
    請求項２１に記載の方法。
34. 前記流体運動装置は、前記熱交換流体が前記第２の熱交換器を貫流した後及び前記第１の熱交換器を通って戻る前に圧縮されて更に加温されるコンプレッサを備えている、
    請求項３３に記載の方法。
35. 前記流体運動装置が、液化熱交換流体を圧縮するために前記第１及び第２の熱交換器の間にインラインに配置されたポンプを備えることを特徴とする請求項３３に記載の方法。
36. 前記第２の熱交換器が、周囲海洋温度で前記熱交換流体と海水との間に熱接触を形成することによって前記熱交換流体を加熱する、
    請求項３３に記載の方法。
37. 前記第２の熱交換器が、前記熱交換流体と大気との間に熱接触を形成することによって前記熱交換流体を加熱する、
    請求項３３に記載の方法。
38. 前記第２の熱交換器が、前記熱交換流体と燃焼発生源との間に熱接触を形成することによって前記熱交換流体を加熱する、
    請求項３３に記載の方法。
39. 前記熱交換流体が、中間流体との熱接触によって加熱され、該中間流体自体は前記第２の熱交換器の外側の燃焼発生源によって加熱される、
    請求項３３に記載の方法。
40. 前記ガス処理施設が、
    （ａ）前記天然ガスと冷媒として働く熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを冷却する第１の熱交換器と、
    前記冷媒が前記第１の熱交換器を貫流した後に圧縮されて一時的に加温されるコンプレッサと、
    前記圧縮された冷媒が冷却される第２の熱交換器と、
    前記圧縮された冷媒が前記第１の熱交換器を通って戻る前に更に減圧され更に冷却されるエキスパンダーと、
    を提供することによって前記天然ガスを冷却し、
    （ｂ）前記天然ガスと前記熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを加温する前記第１の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に加温される前記第２の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第２の熱交換器を貫流した後及び前記第１の熱交換器を通って戻る前に圧縮され更に加温される前記コンプレッサと、を提供することによって前記天然ガスを加熱する、
    請求項２１に記載の方法。
41. 前記天然ガスを冷却する前記熱交換流体と、前記天然ガスを加熱する前記熱交換流体とが、少なくとも部分的に異なる、
    請求項４０に記載の方法。
42. 液化天然ガスを輸送するための容器であって、
    基本的に気相状態の容器との間で天然ガスを荷積み及び荷降ろしするためのガス移送システムと、
    （ｉ）前記天然ガスが気相状態にある温度から、前記天然ガスが実質的に液化状態にある低温まで前記天然ガスを冷却すること、
    （ｉｉ）天然ガスが実質的に液化状態にある温度から、前記天然ガスが気相に変換して戻る温度まで前記天然ガスを加熱すること、
    を選択的に行うためのガス処理施設と、
    前記ガス処理施設に給電するための発電機と、
    輸送中に前記液化天然ガスを収容するための格納構造体と、を備えている、
    ことを特徴とする容器。
43. 前記容器が船舶である、
    請求項４２に記載の容器。
44. 前記容器が、はしけ容器である、
    請求項４２に記載の容器。
45. 前記容器が陸送トレーラー容器である、
    請求項４２に記載の容器。
46. 前記ガス移送システムが、前記ガス処理施設を海洋ジャンパーラインと流体連通して配置するブイラインを含む、
    請求項４２に記載の容器。
47. 前記ガス移送システムが、前記ガス処理施設をホースと流体連通して配置するラインを含む、
    請求項４２に記載の容器。
48. 前記格納構造体が、前記液化天然ガスを加圧状態に維持するための複数の圧力容器である、
    請求項４２に記載の容器。
49. 前記格納構造体が、１つ又はそれ以上のモス球状タンクである、
    請求項４２に記載の容器。
50. 前記格納構造体がメンブレンタンクである、
    請求項４２に記載の容器。
51. 前記ガス処理施設は、
    前記天然ガスが熱交換流体と熱的に接触する少なくとも１つの熱交換器と、
    前記熱交換流体を移動させるための流体運動装置と、を備えている、
    請求項４２に記載の容器。
52. 前記ガス処理施設が、
    前記天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを冷却する第１の熱交換器と、
    前記熱交換流体が、前記第１の熱交換器を貫流した後に圧縮され一時的に加温されるコンプレッサと、
    圧縮された熱交換流体が冷却される第２の熱交換器と、
    圧縮された前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を通って戻る前に減圧され更に冷却されるエキスパンダーと、
    を提供することによって前記天然ガスを冷却する、
    請求項４２に記載の容器。
53. 前記ガス処理施設が、
    前記天然ガスと熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを加温する第１の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に加温される第２の熱交換器と、
    流体運動装置と、
    を提供することによって前記天然ガスを加熱する、
    請求項４２に記載の容器。
54. 前記流体運動装置は、前記熱交換流体が前記第２の熱交換器を貫流した後及び前記第１の熱交換器を通って戻る前に圧縮され更に加温されるコンプレッサを備える、
    請求項５３に記載の容器。
55. 前記流体運動装置が、液化熱交換流体を加圧するために前記第１及び第２の熱交換器の間にインラインに配置されたポンプを備える、
    請求項５３に記載の容器。
56. 前記第２の熱交換器が、周囲海洋温度で前記熱交換流体と海水との間に熱接触を形成することによって前記熱交換流体を加熱する、
    請求項５３に記載の容器。
57. 前記第２の熱交換器が、前記熱交換流体と燃焼発生源との間に熱接触を形成することによって前記熱交換流体を加熱する、
    請求項５３に記載の容器。
58. 前記熱交換流体が、中間流体との熱接触によって加熱され、該中間流体自体は前記第２の熱交換器の外側の燃焼発生源によって加熱される、
    請求項５３に記載の方法。
59. 前記ガス処理施設が、
    （ａ）前記天然ガスと冷媒として働く熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを冷却する第１の熱交換器と、
    前記冷媒が前記第１の熱交換器を貫流した後に圧縮されて一時的に加温されるコンプレッサと、
    前記圧縮された冷媒が冷却される第２の熱交換器と、
    前記圧縮された冷媒が前記第１の熱交換器を通って戻る前に減圧され更に冷却されるエキスパンダーと、
    を提供することによって前記天然ガスを冷却し、
    （ｂ）前記天然ガスと前記熱交換流体との間の熱接触によって前記天然ガスを加温する前記第１の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第１の熱交換器を貫流した後に加温される前記第２の熱交換器と、
    前記熱交換流体が前記第２の熱交換器を貫流した後及び前記第１の熱交換器を通って戻る前に圧縮され更に加温される前記コンプレッサと、を提供することによって前記天然ガスを加熱する、
    請求項４２に記載の容器。
60. 前記発電機は、
    前記天然ガスが格納構造体内に貯蔵されるときに前記容器を推進するよう動力を供給すること、および、
    前記天然ガスが冷却又は加熱されるときに前記ガス処理施設に給電すること、
    を選択的に行う、
    請求項４２に記載の容器。
61. 輸送中に気化するあらゆる天然ガスを再凝結させ、又はガス処理施設内を低温に維持するために、前記容器がＬＮＧを輸送している間前記熱交換流体を循環及び冷却するための補助コンプレッサを更に備えている、
    請求項６０に記載の容器。
62. 前記天然ガスを冷却する前記熱交換流体と前記天然ガスを加熱する前記熱交換流体とが、少なくとも部分的に異なる、
    請求項５９に記載の方法。
63. 船舶上で液化天然ガスを輸送するための方法であって、
    沖合天然ガス生産システムから実質的に未処理の流体を受け取る容器用ガス移送システムを提供するステップと、
    他のあらゆる生成流体から生成されたガスを分離するための流体処理システムを提供するステップと、
    前記天然ガス生産システムから生産された流体を荷積みするステップと、
    前記生産されたガスを液化天然ガスに変換するために前記容器にガス処理設備を提供するステップと、
    前記ガス処理施設を通ってガスを貫流させて前記天然ガスを周囲温度から天然ガスが実質的に液化相である低温まで冷却するようにするステップと、
    輸送中に前記液化天然ガスを収容するため前記容器に格納構造体を提供するステップと、
    前記容器の前記液化天然ガスを加熱して実質的に気相に再変換するステップと、備えている、
    ことを特徴とする方法。
64. 輸送中にあらゆる製造液体炭化水素を収容するため前記容器に別個の格納構造体を提供するステップを更に含む、
    請求項６３に記載の方法。
65. 前記ガスが、輸出場所においてガス貯蔵デバイス内に荷降ろしされる、
    請求項６３に記載の方法。
66. 前記ガス貯蔵装置が地下岩塩ドームガス貯蔵洞窟である、
    請求項６５に記載の方法。

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