JP2008523238A - Ｌｎｇ再ガス化とｂｔｕ制御のための構成および方法 - Google Patents

Abstract

ＬＮＧは、超臨界圧にポンピングされ、好ましくは洋上位置において気化され、これによって中間温度を有する天然ガス流を形成する。次に、この流れの第１の部分は、陸上位置において処理され、非メタン成分の少なくとも一部を除去し、これによってリーンＬＮＧを形成し、次にリーンＬＮＧを、この流れの第２の部分と組み合わせて所望の化学組成を有する販売ガスを形成する。第１および第２の部分にけるガス流の中間温度と分割比は、ＬＮＧにおける非メタン成分の濃度に応じる。

Description

本出願は、２００４年１２月１６日に出願され、参照によって本明細書に組み込まれる、本出願人の同時係属中の米国特許仮出願第６０／６３６９６０号の優先権を主張するものである。

本発明は、特に組み合わされた陸上／洋上設備におけるＬＮＧ（液化天然ガス）再ガス化および処理に関するもので、本発明の分野は、天然ガスの処理である。

洋上ＬＮＧ再ガス化が、ＬＮＧ輸入においてますます魅力的な選択肢となっている。利点としてはとりわけ、比較的遠隔個所にある１つまたは複数の洋上再ガス化ターミナルが、洋上でなければ陸上もしくは人間の居住および／または活動に近い個所になる、ターミナルの近くの地域社会のさまざまな安全性と保全性の問題を軽減する助けになることである。

あいにく、洋上施設は、一般に陸上施設よりもはるかに費用が高くなり、多くの追加の技術的難題が、洋上ＬＮＧ貯蔵、アンローディング、および再ガス化から生じる。これらの困難性の少なくとも一部を克服するために、いくつかの解決策が最近提案されている。しかし、現在知られている洋上構成のすべてまたはほとんどすべてが、ＬＮＧの化学組成物を、所望の組成物に変質させることができる機構体（例えば北米パイプライン仕様よりも高い発熱量を有する低品質ＬＮＧの処理）を提供することができない。北米およびその他の国における天然ガスのパイプライン輸送は、通常、炭化水素の露点および関連する分配システムの総発熱量要件を満たさなければならないので、ＬＮＧにおける重質の成分の存在は、一般に望ましくない。

現在知られている多くの構成では、重質炭化水素は、リボイラーを使用して脱メタン装置の中でＬＮＧを気化させること、および脱メタン装置オーバヘッドを再凝縮して液体にし、次いで液体はポンピングされて気化されることを含む方法において、ＬＮＧから除去される。例えばＭｃＣａｒｔｎｅｙは、米国特許第６５６４５７９号にこのような再ガス化方法および構成を記載している。これらの構成および方法は、一般的に陸上の条件下では満足に動作するが、洋上設備では、これらの構成は比較的大きな空間を必要とするので、ほとんどのシナリオで容認できないと思われる。

現在知られている洋上ＬＮＧ再ガス化ターミナルでは、ＬＮＧは、通常、海水を使用する洋上気化器またはサブマージド式燃焼気化器において、パイプライン仕様（例えば約５０°Ｆ（約１０℃）および１２００ｐｓｉｇ（約８４ｋｇ／ｃｍ^２））に加熱される。通常、精留設備は、洋上の環境では空間が限られているために設けられず、したがって再ガス化されたＬＮＧは、海底パイプラインを通じて陸上の消費者ガスパイプラインに送られる。こうして、洋上再ガス化は実現されるが、化学組成の変化は、一般的にこのような構成を使用しては不可能である。ＬＮＧが完全に気化されると、非メタン成分（例えばエタン、プロパンなど）のＢＴＵ低下および／または回収は、これらの方法がかなりの冷凍と再圧縮を必要とするので、経済的ではないことに留意されたい。この結果、および少なくともこれらの理由で、容認できる発熱量および／または望ましい化学組成を有する高品質ＬＮＧのみが、輸入される一方で、低品質ＬＮＧ（例えば、比較的高いＢＴＵを有するＬＮＧ）は、しばしば拒絶される。

したがって、ＬＮＧから重質の成分を分離するか、またはＬＮＧのＢＴＵを低下させるための多くの構成と方法が、当技術分野で知られているが、これらのすべてまたはほとんどすべては、特に洋上の環境において経済的に魅力的な動作を提供することはできない。したがって、非メタン成分の簡単で費用効果の高い除去を可能にして、これにより望ましいＢＴＵおよび／または化学組成を有するＬＮＧを生成する、ＬＮＧ再ガス化の改善された構成および方法を提供することがなお必要である。

本発明は、ＬＮＧが、まず超臨界圧にまでポンピングされ、次に好ましくは洋上の気化器もしくは居住区域から（例えば１ｋｍ以上）離れた場所にある気化器において気化され、ＬＮＧ中の非メタン成分の濃度に応じる（例えば約−２０°Ｆ（約−２９℃）から約１５°Ｆ（約−９℃）までの間の）温度になる、構成および方法を対象とする。次に、こうして形成された超臨界気化天然ガスは、陸上設備に輸送されて、第１の部分と第２の部分とに分割され、分割率は、さらにまたＬＮＧ中の非メタン成分の濃度に応じる。

次に第１の部分を処理して、天然ガスから少なくとも一部の非メタン成分を除去する。最も好ましくは、再ガス化された天然ガスを膨張させて、これによりリーン天然ガスの再圧縮を促進し、次にこれを第２の部分と組み合わせて、これにより処理されたＬＮＧを形成することによって製品が作られる。

本発明の主題の一態様において、天然ガス生成物を提供する方法は、気化超臨界ＬＮＧが、最も好ましくは洋上から陸上のターミナルへ供給されるステップを含む。別のステップでは、気化超臨界ＬＮＧが、第１の流れと第２の流れとに分割され、第１の流れは、リーン天然ガス生成物を形成するために、少なくとも一部の非メタン成分を第１の流れから除去するように処理され、処理ステップは、さらに、第１の流れの少なくとも一部分の第１のターボ膨張を含む。さらに別のステップでは、リーン天然ガス生成物は、第１のターボ膨張からのエネルギーの少なくとも一部を使用して圧縮され、圧縮されたリーン天然ガス生成物は、第２の流れと組み合わされて、これによって所定の非メタン成分含有量を有する販売ガスを形成する。

気化超臨界ＬＮＧが、所定の温度にあって、第１の流れと第２の流れとの間の分割比が所定の比であり、この温度とこの比の両方が、ＬＮＧの中のメタン成分の濃度に応じることは好ましい。このような方法において、第１の流れが、吸収装置で処理され、吸収装置は、さらに吸収装置底部生成物を生成し、底部生成物は、さらに（一般的に吸収装置圧力より低い圧力で動作される）少なくとも１つの下流側カラムで処理されて、エタン生成物とプロパン含有生成物の少なくとも１つを生成することは、さらに好ましい。このような構成の少なくとも一部において、下流側カラムが、脱メタン装置として動作され、オーバヘッド生成物を吸収装置へ還流および／または底部給送流として供給することは好ましい。第１の流れの少なくとも一部分を膨張させる第２のターボ膨張が含まれてもよく、第１のターボ膨張は、還流凝縮器の仕事を提供し、第２のターボ膨張は、吸収装置における冷凍の仕事を提供する。

したがって、洋上設備は、ＬＮＧ源（例えばＬＮＧ運搬船、サブマージド式または浮動式ＬＮＧタンク）、およびＬＮＧ源に流体的に結合されたポンプを含み、ポンプは、ＬＮＧを超臨界圧にまでポンピングすることが想定される。そこで、再ガス化ユニット（例えばオープンラック式海水気化器、サブマージド式燃焼燃料加熱気化器、中間流体気化器、および／またはランキンサイクル気化器）が、ポンプに結合されて、超臨界ＬＮＧを所定の温度（約−２０°Ｆ（約−２９℃）から約２０°Ｆ（約−７℃）までの間）に再ガス化するために動作され、制御装置が、動作的に再ガス化ユニットに連結され、ＬＮＧ中における非メタン成分の濃度に応じて、再ガス化されたＬＮＧの温度を設定することができる。制御装置が、ＬＮＧの化学組成に関する予め提供された情報に応じて温度を制御するようにプログラムされた、中央処理装置を備えることは、最も好ましい。

本発明の主題の別の態様においては、ＬＮＧ処理プラントは、ＬＮＧを超臨界圧にポンピングして加圧されたＬＮＧを再ガス化するように構成された、陸上または洋上部分を含む。このようなプラントの陸上部分は、再ガス化されたＬＮＧの一部分を処理して、ＬＮＧ中の少なくとも一部の非メタン成分を除去して、これによってリーン天然ガス生成物を形成するように構成され、陸上部分は、リーン天然ガス生成物と再ガス化されたＬＮＧの別の部分から販売ガスを生成するように構成される。通常、陸上部分は、再ガス化されたＬＮＧの一部分を受け入れる吸収装置を含み、これによってリーン再ガス化されたＬＮＧを生成する。上記の構成と同様に、想定されたプラントは、吸収装置に入る前に、再ガス化されたＬＮＧの一部分を膨張させるターボエキスパンダを含み、さらにまた、エキスパンダに結合されてリーン天然ガス生成物を圧縮するコンプレッサをさらに含む。下流側カラムは、一般的に吸収装置底部生成物を受け入れて、エタンおよびプロパン含有生成物を生成するように構成され、または吸収装置底部生成物を受け入れて、吸収装置への還流および／または底部給送流を生成するために脱メタン装置として構成されてもよい。

別の観点から見ると、計画されたプラントは、ＬＮＧが、第１の量の非メタン成分を含み、超臨界圧で再ガス化されたＬＮＧを供給する源（例えば陸上または洋上）を含んでもよい。再ガス化されたＬＮＧから第１の流れおよび第２の流れを生成する陸上流れ分割装置を備えてもよく、陸上吸収装置が、第１の流れのターボ膨張した部分からリーン天然ガス生成物を生成するように構成される。次に、陸上コンプレッサは、リーン天然ガス生成物を圧縮し、コンプレッサは、第１の流れのターボ膨張からのエネルギーを使用する。陸上流れ組合せエレメントは、圧縮されたリーン天然ガス生成物と第２の流れから販売ガスを生成するように構成され、販売ガスは、第１の量より少ない量の非メタン成分を有する。

本発明のさまざまな目的、特徴、態様、および利点は、本発明の好ましい実施形態の下記の詳細な説明からさらに明らかになろう。

本発明者らは、ＬＮＧを、好ましくは洋上位置または遠隔陸上位置において超臨界圧にポンピングし、超臨界ＬＮＧを、洋上個所または遠隔個所において中間温度に再ガス化する、経済的に望ましい方法で、非メタン成分（すなわち２個またはそれ以上の炭素原子（Ｃ２＋）を有するもの）をＬＮＧから分離できることを見出した。次に、こうして加熱された超臨界天然ガスは、処理ユニット（例えば陸上個所）に移送される。代替案として、洋上機能の少なくとも１つを、陸上において実施してもよい。

次いで、ＬＮＧの化学組成に応じて、加熱され気化された天然ガスの可変部分は、陸上個所において処理され、リーン天然ガス生成物を形成し、次にリーン天然ガス生成物は、加熱され気化された天然ガスの別の部分と組み合わされて、これにより所定の組成および／または発熱量を有する販売ガスを生成する。したがって、このような構成は、パイプライン仕様を満たすことができない輸入ＬＮＧのＢＴＵ制御のために使用してもよいことを認識されたい。陸上での処理は、最も一般的には、ターボエキスパンダの中で膨張する気化天然ガスの比較的高い圧力を利用して、残留ガスの再圧縮のためのパワーを発生し、および／または下流側精留カラム（脱メタン装置および／または脱エタン装置）における還流凝縮器の冷凍（冷却）要件の少なくとも一部を供給する。こうして、分離過程のための冷却は、気化ＬＮＧによって提供され、したがって、気化超臨界天然ガスの温度は、ＬＮＧ中の非メタン含有量に応じることを認識されたい。

特に好ましい構成では、第１のターボエキスパンダからの気化した蒸気の一部分が、ＢＴＵ低下のレベルを変えるために構成された、第２のターボエキスパンダにおいて処理される（ターボ膨張蒸気と非ターボ膨張蒸気との比は、Ｃ２＋除去のレベルを決定する）。第２のターボエキスパンダによって発生するパワーの少なくとも一部は、残留ガスを再圧縮するために使用される。直列で動作される２台のターボエキスパンダは、残留ガスをパイプライン圧力に再圧縮するための十分なパワーを供給できることに、特に留意されたい。しかし、望ましい場合には、１台または２台の追加コンプレッサを、高いパイプライン送出圧が必要なところに加えることができる。陸上の蒸気の一部分を第１のターボエキスパンダの周りに迂回させることによって、下流側処理ユニットのサイズを小さくすることができ、陸上ＢＴＵ低下ユニットの資本コストが軽減されることにも留意されたい。もちろん、迂回する物質の実際量は、主として輸入ＬＮＧのＢＴＵ含有量、パイプラインガス発熱量要件、および／またはＣ２およびＣ３＋生成物の要求に応じる。

このような構成では、計画されたプラントは、２カラム式プラントとして建造され、第１のカラムは、２つの還流を受け入れる還流脱メタン装置として動作され、第２のカラムは、エタンオーバヘッド蒸気と底部Ｃ３＋生成物（すなわち、３個またはそれ以上の炭素原子を有する化合物を含む生成物）を生成する脱エタン装置として動作される。このような構成は、処理温度と還流の分割比を変えることによって、成分分離の変化およびＢＴＵ制御のレベル変更を可能にするという長所がある。

２カラム式プラント構成の例示的図式を図１に示す。ここで、プラントは、ＬＮＧ運搬船５１からＬＮＧを受け入れる洋上ＬＮＧ受入れターミナルを含む。ＬＮＧは、アンローディングアームを通じて運搬船から洋上ＬＮＧ貯蔵タンク５２へアンローディングされる。ＬＮＧ貯蔵タンクを、重力ベースの構造物、または浮遊ＬＮＧ容器にすることができる。一般的なＬＮＧ組成（流れ１）を表１に示す。貯蔵タンクからのＬＮＧは、一次ポンプ５３によって中間圧に、通常１００ｐｓｉｇ（約７ｋｇ／ｃｍ^２）にポンピングされる。加圧されたＬＮＧは、さらに二次ポンプ５４によって超臨界圧に、通常１５００ｐｓｉｇ〜２２００ｐｓｉｇ（約１０５ｋｇ／ｃｍ^２〜約１５４ｋｇ／ｃｍ^２）にポンピングされて、流れ２を形成する。二次ポンプの吐出圧は、通常、ＬＮＧ中の非メタン成分の増加する含有量によって、および／または上昇した陸上パイプラインガス送出圧によって上昇することに留意されたい。次に、超臨界ＬＮＧは、ＬＮＧ気化器５５において中間温度に、通常−１０°Ｆ〜１０°Ｆ（約−２３℃〜約−１２℃）に加熱されて、流れ３を形成する。中間温度は、ＬＮＧ組成およびＢＴＵ低下のレベルに応じて選択される。最も一般的には、流れ３は、より高いレベルのＣ２＋抽出が陸上で必要とされるときは、より低い温度を有する。従来のＬＮＧ気化器を、オープンラック式海水気化器、サブマージド式燃焼燃料加熱気化器、中間流体気化器、ランキンサイクル気化器、および／またはその他の適切な（陸上個所から来てもよい）熱源などの、再ガス化設備のために使用することができる。次に、加熱されたＬＮＧは、海底パイプライン５６を通じて陸上の設備に搬送される。

したがって、計画された構成は、ＬＮＧの源とこの源に流体的に結合されたポンプとを備えた洋上設備を含み、ポンプは、超臨界圧（通常約１５００ｐｓｉｇ（約１０５ｋｇ／ｃｍ^２）と２００ｐｓｉｇ（約１４ｋｇ／ｃｍ^２）の間、およびさらに高い圧力）のＬＮＧを生成するように構成されることを理解されたい。再ガス化ユニットは、ポンプに結合され、所定の温度に超臨界ＬＮＧを再ガス化するために構成され、制御装置（例えばＣＰＵまたは人のオペレータ）が、動作的に再ガス化ユニットに連結され、再ガス化されたＬＮＧの温度を、ＬＮＧ中の非メタン成分の濃度に応じて設定することが可能になる。

最も一般的には、ＬＮＧ源は、ＬＮＧ運搬船、サブマージドおよび／または浮遊ＬＮＧタンクである。それほど好ましくない態様であるが、ＬＮＧ源を、パイプライン（好ましくは海底パイプライン）にしてもよい。再ガス化ユニットを特定の形式に限定する必要はないが、すべての知られた形式および特に洋上操業に適した形式が、本明細書における使用のために適していると考えられることを、さらに理解されたい。したがって、計画された再ガス化ユニットとしては、オープンラック式海水気化器、サブマージド式燃焼燃料加熱気化器、中間流体気化器、ランキンサイクル気化器などが含まれる。気化超臨界天然ガスの温度に関して、特定の温度は、ＬＮＧの化学組成に応じ、また特にＬＮＧ中の非メタン成分の含有量に応じることに留意されたい。しかし、温度が、正規のパイプライン動作条件より低いことが一般に好ましく、特に好ましい温度は、約−２０°Ｆ（約−２９℃）から約２０°Ｆ（約−７℃）までの間にある。しかし特に、ＬＮＧが比較的濃厚である場合、および／または特にリーン販売ガスを生成することを望む場合には、温度は、−６０°Ｆ（約−５１℃）から−１０°Ｆ（約−２３℃）までの間にあってもよい。したがって、制御装置が、ＬＮＧの化学組成に関する入力されたまたはさもなければ事前に準備された情報に応じて、温度を制御するようにプログラミングされた、中央処理装置を有することが一般に好ましい。代替案として、超臨界圧へのポンピングおよび／または超臨界ＬＮＧの気化を、当技術分野でよく知られている構成要素を使用して陸上個所において実施してもよい。しかし、気化が陸上で実施される場合には、気化のための熱は、少なくとも一部はパワーサイクルとのサーマルインテグレーションによって（例えば、蒸気サイクルまたはＨＲＳＧに結合された熱交換流体を使用して）供給されることが一般に好ましい。

代替案として、ＬＮＧ源および／または再ガス化ユニットを、人間の居住および／または活動から比較的遠隔の個所にあって、陸上設備に再ガス化された超臨界天然ガスを供給する区域に置くこともできる。例えば、貯蔵および／または再ガス化が、陸上設備から少なくとも１ｋｍ、さらに一般的には少なくとも５ｋｍ、最も一般的には少なくとも１０ｋｍ離れたところで、貯蔵および／または再ガス化があるという構成で、行われてもよい。

超臨界気化ＬＮＧ３が陸上設備に到達すると、流れ３は、２つの部分すなわち流れ４と流れ５とに分割され、流れの比は、所望のＢＴＵ低下レベル（および／または非メタン成分の濃度）に応じる。流れ４は、ＢＴＵ低下ユニットを迂回し、残留ガス流２０と混合されて、ガスパイプラインに送り込まれる販売ガス流２１を形成する。流れ５は、第１のターボエキスパンダ５７の中で圧力低下し、通常１１００ｐｓｉｇ（約７７ｋｇ／ｃｍ^２）および約−１０°Ｆ（約−２３℃）〜−６０°Ｆ（約−５１℃）の温度で流れ６を形成する。第１のターボエキスパンダ５７は、エキスパンダに動作的に結合された残留物コンプレッサを動作するために圧縮力の一部分を供給する。流れ６は、交換器において０°Ｆ（約−１８℃）〜−２５°Ｆ（約−３２℃）に加熱されて、還流凝縮器６８に冷凍の仕事を提供することによって、流れ７を形成する。２相流は、分離装置５９において液体流９と蒸気流８とに分離される。蒸気流８は、さらに流れ１１と流れ１２に分割される。流れ１１と１２の間の分割は、ＢＴＵ低下またはＣ２＋回収（下記）の変化するレベルを満たすように、必要に応じて調整されることに留意されたい。液体流９は、ＪＴバルブ６０において約４５０ｐｓｉｇ（約３２ｋｇ／ｃｍ^２）に圧力低下し、第１のカラム６３の下部分に入る流れ１０を形成する。

高いＣ２＋除去が必要なときには、流れ１２の流れ１１に対する流れは増加し、結果的にオーバヘッド交換器６４への還流の増加となり、オーバヘッド交換器６４において、流れ１２は、通常−９０°Ｆ（約−６８℃）〜−１１０°Ｆ（約−７９℃）に冷却され、流れ１４を形成する。次に流れ１４は、ＪＴバルブ６２によって圧力低下され、約４５０ｐｓｉｇ（約３２ｋｇ／ｃｍ^２）〜５００ｐｓｉｇ（約３５ｋｇ／ｃｍ^２）の流れ１５を形成し、第１のカラム（ここでは脱メタン装置として動作）の上部分に送り込まれる。流れ１１は、第２のターボエキスパンダ６１において約４５０ｐｓｉｇ（約３２ｋｇ／ｃｍ^２）〜５００ｐｓｉｇ（約３５ｋｇ／ｃｍ^２）に圧力低下され、通常−４０°Ｆ（約−４０℃）〜−６０°Ｆ（約−５１℃）で流れ１３を形成し、カラム６３の中間部分に送り込まれる。第２のターボエキスパンダによって発生したパワーは、残留ガス圧縮要件の一部分を提供するために使用されることが好ましい。ターボエキスパンダ６１もまた、給送ガスを冷却し、第１のカラムにおける精留の仕事の一部分を供給する。

脱メタン装置カラム６３は、通常約４５０ｐｓｉｇ（約３２ｋｇ／ｃｍ^２）〜５００ｐｓｉｇ（約３５ｋｇ／ｃｍ^２）で動作され、オーバヘッド流１６と底部流２２を生成する。これら２つの流れの温度は、所望のＣ２＋回収レベルに応じて変ることに留意されたい。例えば、高いＣ２＋回収中は、オーバヘッド温度は、エタンおよびさらに重質の成分の回収のために必要であるから、−１１０°Ｆ（約−７９℃）〜−１４５°Ｆ（約−９８℃）に維持されることが好ましい。脱メタン装置カラムの底部温度は、リボイラー７１によって維持される。低いＣ２＋回収中は、Ｃ２成分オーバヘッドの一部を除去するときに必要であるから、オーバヘッド温度を、−８０°Ｆ（約−６２℃）〜−１００°Ｆ（約−７３℃）に上げてもよい。第１のカラムオーバヘッド流１６における冷媒含有量は、還流１２を冷却することによって熱交換器６４によって回収される。次に、こうして加熱された流れ１７は、第２のターボエキスパンダに動作的に結合されたコンプレッサによって圧縮され、通常−１０°Ｆ（約−２３℃）〜−３０°Ｆ（約−３４℃）で流れ１８を形成し、これは、さらに第１のターボエキスパンダによって駆動される残留ガスコンプレッサによって圧縮され、約９００ｐｓｉｇ（約６３ｋｇ／ｃｍ^２）〜１２００ｐｓｉｇ（約８４ｋｇ／ｃｍ^２）で流れ１９を形成する。望ましい場合には、コンプレッサ６５による追加再圧縮を使用して、残留ガス圧を販売ガスパイプライン圧に上げて流れ２０を形成することができ、次にこれは、バイパス流４と混合される。

第１のカラム底部流２２は、ＪＴバルブ６６によって約２００ｐｓｉｇ（約１４ｋｇ／ｃｍ^２）〜４００ｐｓｉｇ（約２８ｋｇ／ｃｍ^２）に圧力低下されて、流れ２３を形成し、次いでこれは第２の蒸留カラム６７すなわち脱エタン装置の上部分に入る。脱エタン装置は、Ｃ２に富むオーバヘッド蒸気流２４とＣ３＋底部生成物流２５とを生成する、通常のカラム構成の装置である。オーバヘッド蒸気流２４は、給送ガス流６によって供給される冷却によって、還流凝縮器６８において凝縮される。冷却されたオーバヘッド流２６は、還流ドラム６９においてエタン生成物流２７と液体流２８とに分離され、液体流２８は、さらにポンプ７０によってポンプ輸送され、脱エタン装置カラムに還流されるべき流れ２９を形成する。脱エタン装置カラムにおける加熱要件は、外部熱源を使用してリボイラー７２によって供給される。ＢＴＵ低下ユニットのための全体物質収支を、表１に示す。

したがって、本発明者は、（１）好ましくは洋上から陸上ターミナルへ気化超臨界ＬＮＧを供給するステップと、（２）気化超臨界ＬＮＧを第１の流れと第２の流れとに分割するステップと、（３）リーン天然ガス生成物を形成するために、少なくとも一部の非メタン成分を第１の流れから除去するように第１の流れを処理するステップであって、該処理するステップは、第１の流れの少なくとも一部分の第１のターボ膨張を含む、前記処理するステップと、（４）第１のターボ膨張からのエネルギーの少なくとも一部を使用して、リーン天然ガス生成物を圧縮するステップと、（５）圧縮されたリーン天然ガス生成物を第２の流れと組合せ、これによって所定の非メタン成分含有量を有する販売ガスを形成するステップを含む、天然ガス生成物を供給する方法を考えた。

既に上に論述したように、気化超臨界ＬＮＧを供給する好ましい各ステップは、超臨界ＬＮＧを所定の温度に気化することを含み、温度は、ＬＮＧにおける非メタン成分の濃度に応じる。同様に、気化超臨界ＬＮＧを第１の流れと第２の流れとに分割するステップは、ＬＮＧにおける非メタン成分の濃度に応じる。最も好ましくは、処理するステップが、さらに、第１の流れの少なくとも一部分の第２のターボ膨張を含むことで、第１のターボ膨張は、還流凝縮の仕事を提供し、第２のターボ膨張は、吸収装置における冷凍の仕事を提供する。

したがって、特に好ましいプラントは、ＬＮＧを超臨界圧にポンピングして加圧されたＬＮＧを再ガス化するように構成された部分（好ましくは洋上）と、再ガス化されたＬＮＧの一部分を処理して、ＬＮＧ中の非メタン含有量の少なくとも一部分を除去し、これによってリーン天然ガス生成物を形成するように構成された陸上部分とを含むことになる。このようなプラントでは、陸上部分は、通常さらに、リーン天然ガス生成物と再ガス化されたＬＮＧの他の部分との混合物から販売ガスを生成するように構成される。別の観点から見ると、再ガス化されたＬＮＧを超臨界圧で提供する洋上源を有するプラントも考えられ、この場合ＬＮＧは、第１の量の非メタン成分を有する。陸上分流器が、再ガス化されたＬＮＧから第１の流れと第２の流れを生成するように構成され、陸上吸収装置が、第１の流れのターボ膨張部分からリーン天然ガス生成物を生成するように構成される。このようなプラントは、さらに、リーン天然ガス生成物を圧縮する陸上コンプレッサを含み、該コンプレッサは、第１の流れのターボ膨張からのエネルギーを使用するように構成され、このようなプラントは、さらに、圧縮されたリーン天然ガス生成物と第２の流れから販売ガスを生成するように構成された陸上流れ組合せエレメントを含み、販売ガスは、第１の量より少ない量の非メタン成分を有する。上に論述したように、制御ユニット（例えば、人間のオペレータ、またはＣＰＵを含み手動またはユーザの介入なしに動作するようにプログラミングされた装置）が、再ガス化されたＬＮＧの温度および／または分流器における第１の流れと第２の流れの比を制御するように構成されることは概して好ましく、温度および／または比は、再ガス化されたＬＮＧ中の非メタン濃度に応じて設定される。

別の好ましい構成では、ＢＴＵ低下ユニットは、３基のカラムを含み、第１のカラム（ここでは吸収装置）は、第２のカラムより高い圧力で運転され、吸収装置からの底部液体は、（例えばＪｏｕｌｅ−Ｔｈｏｍｐｓｏｎバルブを介して）圧力低下され、第２のカラムに送り込まれる。第１のカラムを高圧で動作することによって、特に比較的高いパイプラインガス圧力が必要なときに、残留ガス圧縮馬力をかなり低下させることができことに理解されたい。第１の底部生成物の圧力低下が、脱メタン装置として動作される第２のカラムに、精留機能のための冷凍の一部分を（一般的にＪＴ効果を介して）供給することもまた理解されたい。第２のカラムからのオーバヘッド蒸気は、リサイクルコンプレッサにおいて圧縮され、第１のカラムに戻される。次に第３のカラムは、第１および第２のカラムよりもさらに低い圧力で脱メタン装置として動作され、エタンオーバヘッド蒸気と底部Ｃ３＋生成物とを生成する。

第２のカラムからのオーバヘッド蒸気が、２つの部分に分割されることに特に留意されたい。第１の部分は、還流交換器において、吸収装置からのオーバヘッド蒸気によって冷却され、これによって第１のカラム（吸収装置）の頂部分への低温還流を形成する。オーバヘッド蒸気の第２の部分は、第１のカラムの底部へ送り込まれるストリッピングガスを形成する。このような分割流構成を使用するとき、第１の部分の第２の蒸留カラムからの第２の蒸気部分に対する比を使用して、所望のＣ２＋回収レベルを大部分制御できることが指摘される。

このような構成の１つの例示的図式を、図２に示す。ここで、プラントは、ＬＮＧ運搬船５１からＬＮＧを受け入れる洋上ＬＮＧ受入れターミナルを含む。ＬＮＧは、アンローディングアームを通じて運搬船から洋上ＬＮＧ貯蔵タンク５２へアンローディングされる。ＬＮＧ貯蔵タンクを、重力ベースの構造物、または浮遊ＬＮＧ容器にすることができる。上述のように、一般的なＬＮＧ組成（流れ１）を表２に示す。貯蔵タンクからのＬＮＧは、一次ポンプ５３によって中間圧に、通常１００ｐｓｉｇ（約７ｋｇ／ｃｍ^２）にポンピングされる。加圧されたＬＮＧは、さらに二次ポンプ５４によって超臨界圧に、通常１５００ｐｓｉｇ〜２２００ｐｓｉｇ（約１０５ｋｇ／ｃｍ^２〜約１５５ｋｇ／ｃｍ^２）にポンピングされて、流れ２を形成する。二次ポンプの吐出圧は、通常、輸入ＬＮＧ含有量の増加によって、および／または上昇した陸上パイプラインガス送出圧によって上昇することに留意されたい。

次に、超臨界ＬＮＧは、ＬＮＧ気化器５５において中間温度に、通常−１０°Ｆ〜１０°Ｆ（約−２３℃〜約−１２℃）に加熱されて、流れ３を形成する。中間温度は、ＬＮＧ組成およびＢＴＵ低下レベルに応じ、一般には、より高いレベルのＣ２＋抽出が陸上で必要とされるときは、より低い温度が必要である。従来のＬＮＧ気化器を、オープンラック式海水気化器、サブマージド式燃焼燃料加熱気化器、中間流体気化器、ランキンサイクル気化器、またはその他の適切な熱源などを含む、再ガス化設備のために使用することができる。次に、加熱されたＬＮＧは、海底パイプライン５６を通じて陸上の設備に搬送される。

超臨界気化ＬＮＧ３が陸上設備に到達すると、流れ３は、２つの部分すなわち流れ４と流れ５とに、ＢＴＵ低下要件のレベルによって決定された分割比で分割される。流れ４は、ＢＴＵ低下ユニットを迂回し、残留ガス流２０と混合されて、ガスパイプラインに送り込まれる流れ２１を形成する。流れ５は、第１のターボエキスパンダ５７の中で圧力低下し、通常１１００ｐｓｉｇ（７７ｋｇ／ｃｍ^２）および−２０°Ｆ（約−２９℃）〜−６０°Ｆ（約−５１℃）の温度で流れ６を形成する。第１のターボエキスパンダ５７は、残留物コンプレッサを動作するために圧縮力の一部分を供給する。流れ６は、０°Ｆ（約−１８℃）〜−２５°Ｆ（約−３２℃）に加熱されて、還流凝縮器６８および７４のための冷凍の仕事を供給することによって、流れ７を形成する。２相流は、分離装置５９において液体流９と蒸気流８とに分離され、蒸気流８は、さらに流れ１１と流れ１２に分割される。分割は、ＢＴＵ低下またはＣ２＋回収（下記）の変化するレベルを満たすように、必要に応じて調整される。液体流９は、ＪＴバルブ６０において約６００ｐｓｉｇ（約４２ｋｇ／ｃｍ^２）に圧力低下し、第１のカラム６３の下部分に入る流れ１０を形成する。

高いＣ２＋除去が必要なときには、流れ１２の流れ１１に対する比は増加し、結果的にオーバヘッド交換器６４への還流の増加となる。流れ１２は、交換器６４において、通常−９０°Ｆ（約−６８℃）〜−１１０°Ｆ（約−７９℃）に冷却され、流れ１４を形成し、ＪＴバルブ６２によって圧力低下され、約４００ｐｓｉｇ（約２８ｋｇ／ｃｍ^２）〜６５０ｐｓｉｇ（約４６ｋｇ／ｃｍ^２）の流れ１５を形成し、第１のカラム（ここでは吸収装置）の上部分に送り込まれる。流れ１１は、第２のターボエキスパンダ６１において、約４００ｐｓｉｇ（約２８ｋｇ／ｃｍ^２）〜６５０ｐｓｉｇ（約４６ｋｇ／ｃｍ^２）に圧力低下され、通常−４０°Ｆ（約−４０℃）〜−６０°Ｆ（約−５１℃）で流れ１３を形成し、カラム６３の中間部分に送り込まれる。第２のターボエキスパンダによって発生したパワーは、残留ガス圧縮要件の一部分を提供するために使用されることが好ましい。ターボ膨張もまた、給送ガスを冷却し、第１のカラムにおける精留の仕事の一部分を供給する。

第１のカラムはまた、第２のカラムからのリサイクル流３７および流れ３８を送り込まれる。これら２つの流れの比を調整することによって、Ｃ２およびＣ３の回収を必要に応じて調整することができる。４００ｐｓｉｇ（約２８ｋｇ／ｃｍ^２）〜６５０ｐｓｉｇ（約４６ｋｇ／ｃｍ^２）で動作される第１のカラムは、オーバヘッド流１６と底部流２２とを生成する。これら２つの流れの温度は、Ｃ２＋回収レベルに応じて変化する。例えば、高いＣ２＋回収中は、オーバヘッド温度を、エタンおよびさらに重質の成分の回収のために必要であるから、−１１０°Ｆ（−７９℃）〜−１４５°Ｆ（−９８℃）に維持しなければならない。低いＣ２＋回収中は、Ｃ２成分オーバヘッドの一部を除去する場合に必要であるから、オーバヘッド温度を、約−８０°Ｆ（約−６２℃）〜−１００°Ｆ（約−７３℃）に上げる。第１のカラムオーバヘッド流１６における冷媒含有量は、熱交換器６４において第１の還流３７および第２の還流１２を冷却することによって回収され、これによりそれぞれ流れ３９および流れ１４を形成する。加熱された流れ１７は、第２のターボエキスパンダ６１によって少なくとも一部駆動されるコンプレッサによって圧縮され、通常−１０°Ｆ（約−２３℃）〜−３０°Ｆ（約−３４℃）で流れ１８を形成し、これはさらに第１のターボエキスパンダ５７によって駆動される残留ガスコンプレッサによって圧縮され、約９００ｐｓｉｇ（約６３ｋｇ／ｃｍ^２）〜１２００ｐｓｉｇ（約８４ｋｇ／ｃｍ^２）で流れ１９を形成する。任意選択として、コンプレッサ６５による追加再圧縮を使用して、残留ガス圧を販売ガスパイプライン圧に上げて流れ２０を形成することができ、次にこれをバイパス流４と混合することができる。

第１のカラム底部流２２は、ＪＴバルブ６６によって約２００ｐｓｉｇ（約１４ｋｇ／ｃｍ^２）〜４００ｐｓｉｇ（約２８ｋｇ／ｃｍ^２）に圧力低下されて、流れ２９を形成し、次いでこれは第２の蒸留カラム７３の上部分に入る。蒸留カラム７３は、約２００ｐｓｉｇ（約１４ｋｇ／ｃｍ^２）〜４００ｐｓｉｇ（約２８ｋｇ／ｃｍ^２）で脱メタン装置として動作し、流れ２９をＣ２＋底部流３１とＣ１に富むオーバヘッド流３０とに分別する。オーバヘッド蒸気は、入口給送ガス流６からの冷凍を使用して還流交換器７４において凝縮され、約０°Ｆ（約−１８℃）〜−４０°Ｆ（約−４０℃）で流れ３２を形成する。流れ３２は、還流ドラム７５の中で液体流３４と蒸気流３３とに分離される。液体流３４は、還流ポンプ７６によってポンプ輸送されて流れ３５を形成し、還流として第２のカラム７３の頂部に戻される。

蒸気流３３は、コンプレッサ７７によって圧縮されて流れ３６を形成し、この流れは、流れ３７および３８に分割され、交換器６４に送られて還流を供給し、および／またはエタン再吸収用の第１のカラムの底部に送られる。第２のカラムにおける加熱要件は、外部熱源を使用するリボイラー７１によって供給される。ＮＧＬ底部生成物の温度は、ＢＴＵ低下レベルに応じて１００°Ｆ（約３８℃）〜２００°Ｆ（約９３℃）の範囲にある。第２のカラムの底部は、（ＪＴバルブ７８における膨張の後に流れ２３を介して）第３のカラム６７に送られ、このカラムは、さらなる分留のために脱エタン装置として動作される。

脱エタン装置は、通常、Ｃ２に富むオーバヘッド蒸気流２４とＣ３＋底部生成物流２５とを生成する従来のカラム構成の装置である。オーバヘッド蒸気は、還流凝縮器６８において、給送ガス流６によって供給される冷却によって凝縮される。冷却されたオーバヘッド流２６は、還流ドラム６９において、エタン生成物流２７と液体流２８とに分離され、液体流２８は、さらにポンプ７０によってポンプ輸送され、脱エタン装置カラムに還流すべき流れ２９を形成する。脱エタン装置カラムにおける加熱要件は、外部熱源を使用するリボイラー７２によって供給され、カラム７３の加熱要件は、外部熱源を使用するリボイラー７１によって供給される。ＢＴＵ低下ユニットのための全体物質収支を、表２に示す。

こうして、ＬＮＧ再ガス化およびＢＴＵ制御の特定の実施形態と適用とを開示した。しかし、既に説明したもの以外の多くのさらなる修正が、本明細書における発明の概念から逸脱することなく可能であることが、当業者には明らかであるはずである。例えば、計画された構成と方法の洋上部分を、一部またはそっくり陸上に配置および／または動作してもよい。したがって本発明の主題は、特許請求の範囲の精神においてのみ限定されるものである。さらに、明細書と特許請求の範囲の両方を解釈する場合、すべての用語は、文脈と一致する可能な限り広い方法で解釈されるべきである。特に用語「含む」および「含んでいる」は、非限定的な方法で、エレメント、成分、またはステップを参照するものとして解釈されるべきで、参照されるエレメント、成分、またはステップは、明確に参照されていない他のエレメント、成分、またはステップと共に存在し、利用され、または組み合わせてもよいことを示す。さらにまた、参照によって本明細書に組み込まれた参照の中の用語の定義または使用が、本明細書に供されたこの用語の定義と一致せずまたは相反する場合には、本明細書に供されたこの用語の定義が適用され、参照におけるこの用語の定義は適用されない。

２カラム設計を使用する陸上処理部分を有する、洋上ＬＮＧ再ガス化の１つの例示的構成を示す図である。 ３カラム設計を使用する陸上処理部分を有する、洋上ＬＮＧ再ガス化の別の例示的構成を示す図である。

Claims (20)

1. 天然ガス生成物を供給する方法であって、
   随意に洋上位置から陸上位置へ、気化超臨界ＬＮＧを供給するステップと、
   気化超臨界ＬＮＧを第１の流れと第２の流れとに分割するステップと、
   リーン天然ガス生成物を形成するために、第１の流れから少なくとも一部の非メタン成分を除去するように、第１の流れを処理するステップであって、第１の流れの少なくとも一部分の第１のターボ膨張を含む、前記処理するステップと、
   第１のターボ膨張からのエネルギーの少なくとも一部を使用して、リーン天然ガス生成物を圧縮するステップと、
   リーン圧縮天然ガス生成物を第２の流れと組み合わせて、これにより所定の含有量の非メタン成分を有する販売ガスを形成するステップとを含む方法。
2. 気化超臨界ＬＮＧを供給するステップが、超臨界ＬＮＧを気化して２０°Ｆ（約−７℃）またはそれ以下の所定の温度にすることを含み、前記所定の温度が、ＬＮＧ中の非メタン成分の濃度に応じる、請求項１に記載の方法。
3. 気化超臨界ＬＮＧを第１の流れと第２の流れとに分割するステップが、ＬＮＧ中の非メタン成分の濃度に応じる、請求項１に記載の方法。
4. 前記第１の流れが吸収装置で処理され、吸収装置は、さらに吸収装置底部生成物を生成し、吸収装置底部生成物は、少なくとも１基の下流側カラムにおいてさらに処理され、これによってエタン生成物とプロパンおよびより重質の生成物の少なくとも１つを生成する、請求項１に記載の方法。
5. 少なくとも１基の下流側カラムが、吸収装置の動作圧力より低い圧力で動作される、請求項４に記載の方法。
6. 少なくとも１基の下流側カラムが、脱メタン装置または脱エタン装置として動作され、還流の少なくとも１つとして吸収装置にリサイクルされるオーバヘッド生成物と、底部生成物とを提供する、請求項４に記載の方法。
7. 前記処理するステップが、第１の流れの少なくとも一部分の第２のターボ膨張をさらに含み、第１のターボ膨張は、下流側カラムの還流凝縮の仕事を提供し、第２のターボ膨張は、非メタン成分の回収のための吸収装置における冷凍の仕事を提供する、請求項１に記載の方法。
8. ＬＮＧ源と、超臨界圧でＬＮＧを生成するように構成されて、ＬＮＧ源に流体的に結合されたポンプと、
   ポンプに結合されて、超臨界ＬＮＧを再ガス化して所定の温度にするように構成された再ガス化ユニットと、
   再ガス化ユニットと動作的に連結され、再ガス化ＬＮＧの温度を、ＬＮＧ中の非メタン成分の濃度に応じて設定できるようにされた制御装置とを含む設備。
9. ＬＮＧ源が、ＮＬＧ運搬船、サブマージドＬＮＧタンク、および浮遊ＬＮＧタンクからなる群から選択される、請求項８に記載の設備。
10. 再ガス化ユニットが、オープンラック式海水気化器、サブマージド式燃焼燃料加熱気化器、周辺空気気化器、中間流体気化器、およびランキンサイクル気化器からなる群から選択されたユニットを含む、請求項８に記載の設備。
11. 所定の温度が、約−２０°Ｆ（約−２９℃）から約２０°Ｆ（約−７℃）までの間にある、請求項８に記載の設備。
12. 制御装置が、前記温度をＬＮＧの化学組成に関する予め提供された情報に応じて制御するようにプログラムされた中央処理装置を含む、請求項８に記載の設備。
13. ＬＮＧをポンピングして超臨界圧にし、加圧されたＬＮＧを再ガス化するように構成された、任意選択として洋上にある部分と、
    再ガス化されたＬＮＧの一部分を処理してＬＮＧ中の非メタン含有量の少なくとも一部分を除去し、これによってリーン天然ガス生成物を形成するように構成された陸上部分とを含み、
    陸上部分が、さらに、リーン天然ガス生成物および再ガス化されたＬＮＧの他の部分から販売ガスを生成するように構成されるＬＮＧ処理プラント。
14. 陸上部分が、再ガス化されたＬＮＧの一部分を受け入れて、これによってリーン天然ガスを生成する吸収装置を含む、請求項１３に記載のＬＮＧ処理プラント。
15. 吸収装置に入る前に、再ガス化されたＬＮＧの一部分を膨張させるターボエキスパンダをさらに含み、ターボエキスパンダに動作的に結合されてリーン天然ガス生成物を圧縮するコンプレッサをさらに含む、請求項１４に記載のＬＮＧ処理プラント。
16. 吸収装置底部生成物を受け入れ、エタンとプロパンおよびより重質の生成物を生成するように構成された下流側カラムをさらに含む、請求項１４に記載のＬＮＧ処理プラント。
17. 脱メタン装置または脱エタン装置として動作され、吸収装置底部生成物を受け入れ、吸収装置への還流と底部給送流の少なくとも１つを生成するように構成された下流側カラムをさらに含む、請求項１４に記載のＬＮＧ処理プラント。
18. リーン天然ガス生成物と再ガス化されたＬＮＧの他の部分を組み合わせて、これにより販売ガスを形成するように構成された流れ組合せエレメントをさらに含む、請求項１４に記載のＬＮＧ処理プラント。
19. 第１の量の非メタン成分を有する再ガス化されたＬＮＧを超臨界圧で供給する源と、
    再ガス化されたＬＮＧから第１の流れと第２の流れを生成するように構成された流れ分割装置と、
    第１の流れのターボ膨張した部分からリーン天然ガス生成物を生成するように構成された吸収装置と、
    第１の流れのターボ膨張からのエネルギーを使用するように構成された、リーン天然ガス生成物を圧縮するコンプレッサと、
    圧縮されたリーン天然ガス生成物と第２の流れから、第１の量より少ない量の非メタン成分を有する販売ガスを生成するように構成された流れ組合せエレメントとを含むＬＮＧ処理プラント。
20. 再ガス化されたＬＮＧの温度、および第１の流れと第２の流れとの比の少なくとも１つを制御するように構成された制御ユニットをさらに含み、温度と比が、再ガス化されたＬＮＧ中の非メタン濃度に応じて設定される、請求項１９に記載のプラント。

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