JP2018538197A - 液体窒素を貯蔵するｌｎｇ運搬船上の天然ガス液化の方法 - Google Patents

Abstract

液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法。天然ガスストリームは、液化船まで輸送される。天然ガスストリームは、天然ガスストリームと液体窒素ストリームの間で熱交換して液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させる少なくとも１つの熱交換器を使用して液化船上で液化され、それによって加温窒素ガスストリームとＬＮＧを含む少なくとも部分的に凝縮した天然ガスストリームとを形成する。液化船は、液体窒素を貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクとを含む。
【選択図】図２

Description

〔関連出願への相互参照〕
この出願は、引用により本明細書にその全体が組み込まれている２０１５年１２月１４日出願の「液体窒素を貯蔵するＬＮＧ運搬船上の天然ガス液化の方法」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９８３号の利益を主張するものである。

この出願は、全てが共通の発明者及び譲受人を有し、本明細書と同じ日付で提出され、その開示が全体的に引用により本明細書に組み込まれている「液化窒素を使用して液化天然ガスから窒素を分離する方法及びシステム」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９７６号明細書、「液体窒素で強化された膨張器ベースのＬＮＧ生産工程」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９７９号明細書、及び「高圧圧縮及び膨張による天然ガスの予冷」という名称の米国仮特許出願第６２／６２２、９８５号明細書に関連している。

本発明の開示は、一般的に、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成する天然ガス液化の分野に関する。より具体的は、本発明の開示は、沖合及び／又は遠隔の天然ガス源からのＬＮＧの産出及び移送に関する。

この節は、本発明の開示に関連付けることができる当業技術野の様々な態様を紹介することを意図している。この議論は、本発明の開示の特定の態様のより良い理解を容易にするためのフレームワークを提供するように意図している。従って、この節は、必ずしも従来技術の受諾としてではなく、こうした観点から読むべきであることを理解しなければならない。

ＬＮＧは、天然ガスの豊富な供給を有する場所から天然ガスに対する需要の高い遠隔場所まで天然ガスを供給する急速に成長中の手段である。従来のＬＮＧサイクルは、ａ）水、硫黄化合物、及び二酸化炭素のような汚染物質を除去するための天然ガスリソースの初期処理、ｂ）プロパン、ブタン、ペンタンなどのような一部のより重質な炭化水素ガスの自己冷凍、外部冷凍、希薄オイルなどを含む様々な可能な方法による分離、ｃ）大気圧又はその近くかつ約−１６０℃で液化天然ガスを形成するための実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍、ｄ）輸送を目的に設計された船舶又はタンカー内でのＬＮＧ製品の市場場所への輸送、及びｅ）天然ガス消費者に配給することができる加圧天然ガスへの再ガス化プラントでのＬＮＧの再加圧及び再ガス化を含む。従来のＬＮＧサイクルの段階（ｃ）は、通常は、炭素及び他の放出物を実質的に放出する大型ガスタービンドライバによって多くの場合に給電される大型冷凍圧縮器の使用を要求する。数十億米ドルの大型資本投資と大規模インフラストラクチャーが液化プラントの一部として必要である。従来のＬＮＧサイクルの段階（ｅ）は、一般的に、極低温ポンプを使用してＬＮＧを必要な圧力まで再加圧する段階と、次に、中間流体を通して最終的には海水によって熱交換することにより、又は天然ガスの一部分を燃焼させてＬＮＧを加熱して気化させることにより、ＬＮＧを加圧天然ガスまで再ガス化する段階とを含む。一般的に、極低温ＬＮＧの利用可能なエネルギは利用されていない。

ＬＮＧを生産するための比較的新しい技術は、浮遊式ＬＮＧ（ＦＬＮＧ）として公知である。ＦＬＮＧ技術は、はしけ又は船のような浮遊式構造体上にガス処理及び液化施設を建設することを伴う。ＦＬＮＧは、海岸へのガスパイプライン建設が経済的に実行可能でない沖合残置ガスを収益化するための技術的ソリューションである。ＦＬＮＧはまた、遠隔で環境の影響を受け易い及び／又は政治的に難題を抱える地域に位置付けられた陸上及び沿岸ガス田に関しても益々考慮されている。この技術は、生産現場での環境フットプリントがより小さいという点で従来型の陸上ＬＮＧに勝るある一定の利点を有する。この技術はまた、ＬＮＧ施設の大部分が造船所で安い賃金率及び低い契約履行リスクで建設されるので、プロジェクトをより迅速かつより低コストで引き渡すことができる。

ＦＬＮＧは、従来型の陸上ＬＮＧに勝るいくつかの利点を有するが、この技術の適用には有意な技術的課題が残っている。例えば、ＦＬＮＧ構造体は、陸上ＬＮＧプラントで利用することができる面積の多くの場合に４分の１未満の面積で同じレベルのガス処理及び液化を提供しなければならない。この理由のために、液化施設の容量を維持しながらＦＬＮＧ施設のフットプリントを低減して全体的なプロジェクトコストを低減する技術を開発しなければならない。フットプリントを低減する有望な手段の１つは、ＦＬＮＧ施設に使用する液化技術を修正することである。公知の液化技術は、単一混合冷媒（ＳＭＲ）工程、二重混合冷媒（ＤＭＲ）工程、及び膨張器ベース（又は膨張）工程を含む。膨張器ベースの工程は、ＦＬＮＧプロジェクトに対してそれを十分に適切にするいくつかの利点を有する。最も有意な利点は、この技術が外部炭化水素冷媒を必要とせずに液化を提供することである。プロパンストレージのような液体炭化水素冷媒在庫を排除することは、ＦＬＮＧプロジェクトで特に深刻な安全性の懸念を有意に低減する。混合冷媒工程と比較して膨張器ベース工程の追加の利点は、主冷媒の大部分が気相に留まるので、膨張器ベース工程が沖合の動揺に対してあまり敏感でないことである。

膨張器ベース工程はその利点を有するが、ＬＮＧ生産量が年間２００万トン（ＭＴＡ）を超えるＦＬＮＧプロジェクトにこの技術を適用することは、混合冷媒工程の使用ほどには魅力的でないことが判明している。公知の膨張器ベース工程トレインの容量は、通常１．５ＭＴＡ未満である。対照的に、プロパン予冷工程又は二重混合冷媒工程のような混合冷媒工程トレインは、５ＭＴＡを超えるトレイン容量を有することができる。膨張器ベース工程トレインのサイズは、工程全体を通して冷媒の大部分が蒸気状態のままであり、冷媒がその顕熱を通してエネルギを吸収するので制限される。これらの理由から、工程の全体を通して冷媒体積流量が大きく、熱交換器及び配管のサイズは、それに比例して混合冷媒工程に使用するものより大きい。更に、膨張器ベース工程トレインの容量が増大する時に、圧伸器馬力規模の制限は、並列回転機械をもたらす。膨張器ベース工程を使用するＦＬＮＧプロジェクトの生産率は、複数の膨張器ベースのトレインが可能とされる場合に２ＭＴＡよりも大きくすることができる。例えば、６ＭＴＡのＦＬＮＧプロジェクトの場合に、必要とされる生産を達成するのは、６又は７以上の並列膨張器ベースの工程トレインで十分である場合がある。しかし、機器総数、複雑さ、及びコストは、全てが複数の膨張器トレインに対して増大する。これに加えて、膨張器ベースの工程に複数のトレインを必要とし、一方で混合冷媒工程が１又は２以上のトレインで必要な生産率を取得することができる場合に、混合冷媒工程と比べて仮定される膨張器ベースの工程の単純性が疑問視される。これらの理由から、高いＬＮＧ生産容量を達成しながら、膨張器ベースの工程の利点を有するＦＬＮＧ液化工程を開発しなければならない。船の動揺がガス処理及びＬＮＧの積み降ろしに関して抱える難題により良く対処することができるＦＬＮＧ技術ソリューションを開発する必要性が更に存在する。

ＬＮＧが生産された状態で、それは、典型的にＬＮＧ運搬船で市場に移動されなければならない。陸上のＬＮＧ施設では、船舶へのＬＮＧ移送は、港のような風雨に露出されない水域で又はより穏やかな環境条件の係留地から行われる。多くの場合に、ＦＬＮＧは、より開いた水域でＬＮＧを移送しなければならない。開水域では、市販のＬＮＧ運搬船へのＬＮＧ移送に対する設計ソリューションは、より限定的でコストの掛かるものになる。更に、縦並び又は横並びのいずれかでのタンカーの開水域係留のようなＦＬＮＧ施設に対するタンカーの海洋運用は、より複雑になる可能性がある。海洋向けに設計される条件が益々厳しくなる時に、設計オプションはより制限され、多くの場合にコストの掛かるものになる。これらの理由から、より困難である海洋又は海洋気象の条件下でＬＮＧの移送により良く対処することができるＦＬＮＧ技術ソリューションを開発する必要性が更に存在する。

Ｍａｎｄｒｉｎに付与された米国特許第５，０２５，８６０号明細書は、天然ガスが、生産されて浮遊式産出ユニット（ＦＰＵ）を使用して処理されるＦＬＮＧ技術を開示している。処理された天然ガスは、ＦＰＵで圧縮されて高圧天然ガスを形成する。高圧天然ガスは高圧パイプラインを通して液化船に輸送され、そこでガスは冷却されるか又は海水との間接熱交換によって更に冷却される。高圧天然ガスは、液化船上の天然ガスの膨張によって冷却されて部分的にＬＮＧに凝縮される。ＬＮＧは液化船内のタンクに貯蔵される。凝縮していない天然ガスは、戻り低圧ガスパイプラインを通してＦＰＵに戻される。Ｍａｎｄｒｉｎの開示は、液化船上にガスタービン、圧縮器、又は他の冷媒システムが存在しないので、液化船上の処理施設の量が最小限であるという利点を有する。しかし、Ｍａｄｒｉｎの開示は、その適用を制限する重大な欠点を有する。例えば、天然ガスの液化は自動冷却に大きく依存するので、船上の液化工程は、１又は２以上の冷媒ストリームを利用する公知の液化工程と比較すると、熱力学的効率が劣っている。更に、戻りガスパイプラインに対する必要性は、浮遊式構造体間の流体移送の複雑さを著しく増大させる。ＦＰＵと液化船の間の２又は３以上の流体パイプラインの接続及び切断は、波及び他の厳しい海洋気象条件を受け易い開水域では不可能ではないとしても困難である。

Ｐｒｉｂｌｅ他に付与された米国特許出願公開第２００３／０２２６３７３号明細書は、ＦＰＵ上で天然ガスが生産されて処理されるＦＬＮＧ技術を開示している。処理された天然ガスは、パイプラインを通して液化船に輸送される。処理された天然ガスは、膨張器ベースの液化工程の少なくとも１つの気相冷媒との間接的な熱交換によって冷却され、液化船上でＬＮＧに凝縮される。膨張器ベースの液化工程の膨張器、ブースタ圧縮器、及び熱交換器は、液化船の上甲板に装着されるが、膨張器ベースの液化工程の再利用圧縮器は、ＦＰＵ上に装着される。膨張器ベースの工程の少なくとも１つの気相冷媒は、ガスパイプラインを通して浮遊体間で移送される。Ｐｒｉｂｌｅ他の開示は、Ｍａｎｄｒｉｎの開示よりも遥かに効率的な液化工程を使用するという利点を有するが、浮遊体間の複数のガスパイプライン接続を使用することにより、困難である海洋気象条件下でこの技術の適用が制限される。

Ｓｈｉｖｅｒｓ他に付与された米国特許第８，６４６，２８９号明細書は、ＦＰＵを使用して天然ガスを生産して処理するＦＬＮＧ技術を開示し、これは、図１に参照番号１００で全体的に示されている。ＦＰＵ１００は、水、重質炭化水素、及び酸性ガスを除去して生産される天然ガスを液化に適するものにするためのガス処理施設を含む。ＦＰＵはまた、処理された天然ガスを液化船に輸送する前に予冷するための二酸化炭素冷却ユニットを含む。予冷されて処理された天然ガスは、液化船１０２に接続及び再接続可能な係留浮遊式切断可能ターレット１０４を通して液化船１０２に輸送される。処理された天然ガスは、二元燃料ディーゼル主発電プラントとすることができる発電プラント１０８によって給電される液化ユニット１１０を使用して液化船１０２内で液化される。液化船１０２の液化ユニット１１０は、ＦＰＵ１００から処理されて予冷された天然ガスを液化するための二重窒素膨張処理機器を含む。二重窒素膨張工程は、同じ又はほぼ同じ低圧にまで膨張される温熱窒素ループ及び冷熱窒素ループを有する。二重窒素膨張工程の圧縮器は、発電プラント１０８によって給電されるモータによって駆動され、このモータはまた、液化船１０２の推進のための動力を提供することができる。液化船１０２が処理天然ガスをＬＮＧが十分に充填されるように十分に処理した時に、浮遊式ターレット１０４は液化船から切り離され、液化船は温和な海洋気象条件にある移送ターミナル（図示せず）へ移動することができ、そこでＬＮＧは液化船から荷降ろしされ、市販のＬＮＧ運搬船に積み込まれる。これに代えて、十分に積み込まれた液化船１０２は、ＬＮＧが荷降ろしされて再ガス化される輸入ターミナル（図示せず）へ直接にＬＮＧを運ぶことができる。

米国特許第８，６４６，２８９号明細書に説明されているＦＬＮＧ技術ソリューションは、１つの浮遊式構造体が生産、ガス処理、液化、及びＬＮＧ貯蔵に使用される従来のＦＬＮＧ技術に勝るいくつかの利点を有する。開示する技術は、ＦＰＵから輸送船へのＬＮＧの輸送が必要とされないので、厳しい海洋気象条件下で確実な作動を提供するという主要な利点を有する。更に、液化船技術を備えた上述のＦＰＵとは対照的に、この技術は、ＦＰＵと液化船の間に僅かに１つのガスパイプラインを必要とするだけである。液化工程の大部分はＦＰＵの上甲板では行われないので、この技術は、ＦＰＵに必要とされるサイズを縮小し、ＦＰＵ上に持続的に存在する必要がある人員を低減するという追加の利点を有する。この技術は、複数の係留浮遊式切断可能ターレットを使用して複数の液化船を１つのＦＰＵに接続することができるので、膨張器ベースの液化工程を使用する場合でも、ＬＮＧのより大きい生産容量を可能にするという追加の利点を有する。

米国特許第８，６４６，２８９号明細書に説明されるＦＬＮＧ技術ソリューションは、その適用を限定する場合があるいくつかの課題及び制限も有する。例えば、船内電力需要の大幅な増加と推進システムの変更のために、液化船は従来型のＬＮＧ運搬船より遥かに高価になる可能性が高い。各液化船は、天然ガスを液化するのに十分な発電プラントが備わっていなければならない。２ＭＴＡのＬＮＧを液化するためには、約８０〜１００ＭＷの圧縮電力が必要である。この技術は、二元燃料ディーゼル発電プラントを使用して推進電力及び液化電力を提供することにより、液化船への設置電力の量を制限することを提案している。しかし、このオプションは、ＬＮＧ運搬船の電気推進が業界で広く使用されていないために、コストを僅かに低減すると予想されるに過ぎない。更に、必要とされる設置電力の量は、依然として、従来型のＬＮＧ運搬船の推進に必要とされる電力量の３倍から４倍である。必要とされる液化電力が、必要とする推進電力とほぼ一致するか又はそれより低い液化船を有することは有利であると考えられる。液化工程が、従来型のＬＮＧ運搬船で主として使用されているものとは異なる推進システムに対する必要性をもたらさない液化船を有することは遥かに有利であると考えられる。

米国特許第８，６４６，２８９号明細書に説明されているＦＬＮＧ技術ソリューションの別の制限は、二重窒素膨張工程が各液化船の生産容量を約２ＭＴＡ又はそれ未満に制限することである。複数の液化船１０２、１０２ａ、１０２ｂを同時に作動させることによって全体的な生産量を増大することができるが（図１）、このオプションは作業に必要な船舶及びターレットの数を増大する。膨張器ベースの工程のコンパクトさと安全性の利点を維持しながら、より高いＬＮＧ生産容量を可能にする液化工程を各液化船に装備することが遥かに好ましいであろう。１４０，０００立方メートル（ｍ³）のＬＮＧ貯蔵容量を有する液化船は、４日という液化船の到着頻度で約６ＭＴＡの年間生産量をもたらす日々のＬＮＧストリームをサポートすることができる。

米国特許第８，６４６，２８９号明細書に説明されているＦＬＮＧ技術ソリューションの更に別の制限は、この技術が液化船の液化システムの頻繁な始動、停止、及びターンダウンを必要とするという欠点を有することである。二重窒素膨張工程は、混合冷媒液化工程よりも優れた始動及び停止特性を有する。しかし、必要とされる始動及び停止の頻度は、当該の生産容量における二重窒素膨張技術の従来の実績よりも依然としてかなり大きい。処理機器の熱循環と共に頻繁な始動及び停止に関連付けられた他の問題は、この技術を適用するのに新たな重大なリスクと考えられる。全容量まで容易かつ迅速に立ち上げることができる液化工程を有することが有利であると考えられる。同じく、ＬＮＧ生産のない期間中は非常に少ない電力使用で液化処理機器の低温を維持することにより、熱循環を制限することも有利であると考えられる。

米国仮特許出願第６２／２６６，９７６号明細書 米国仮特許出願第６２／２６６，９７９号明細書 米国仮特許出願第６２／６２２、９８５号明細書 米国特許第５，０２５，８６０号明細書 米国特許出願公開第２００３／０２２６３７３号明細書 米国特許第８，６４６，２８９号明細書

米国特許第８，６４６，２８９号明細書に説明されているＦＬＮＧ技術ソリューションの更に別の制限は、この技術に必要とされる発電プラント及び液化トレインが、従来型ＬＮＧ運搬船の典型的なコストを超える液化船の資本及び運用コストを著しく増大させると予想されることである。上述のように、液化に要求される発電プラントは、船舶の推進に必要とされるものの３倍から４倍を必要とすることになる。液化船上の液化トレインは、従来型ＦＬＮＧ構造体に関するものと類似している。この理由のために、各液化船にそれ独特の液化トレインを装備することは、従来型ＦＬＮＧ構造体と比較して液化施設の施設投資の大幅な増加を意味する。この技術は、積み込まれたＬＮＧ液化船がＬＮＧを従来型ＬＮＧ運搬船に荷降ろしする中間移送ターミナルに移動するＬＮＧバリューチェーンを提案することにより、液化船の高コストの影響を限定的なものとする。この輸送スキームは、液化船の運搬距離を短くしてこれらの船の必要数を低減する。しかし、ＬＮＧ積荷をより廉価な船舶に移送する必要なくＬＮＧを市場へ運ぶことが経済的であるほど十分に廉価な液化船を有することが遥かに好ましい。

本発明の開示は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法を提供する。天然ガスストリームは、液化船に輸送される。天然ガスストリームは、天然ガスストリームと液体窒素ストリームの間で熱交換して液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させる少なくとも１つの熱交換器を使用して液化船上で液化され、それによって加温された窒素ガスとＬＮＧを含む少なくとも部分的に凝縮された天然ガスストリームとを形成する。液化船は、液体窒素を貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクとを含む。

本発明の開示はまた、天然ガスストリームを液化するためのシステムを提供する。液化船は、第１の場所から第２の場所まで液化天然ガスを輸送し、かつ液化窒素（ＬＩＮ）を第１の場所まで輸送する。液化船は、ＬＩＮを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクとを含む。液化船はまた、天然ガス液化船上に貯蔵されたＬＩＮからのＬＩＮストリームと天然ガス液化船に輸送される天然ガスストリームとの間で熱を交換してＬＩＮストリームを少なくとも部分的に気化させ、それによって加温窒素ガスストリームとＬＮＧを含む少なくとも部分的に凝縮された天然ガスストリームとを形成する少なくとも１つの熱交換器を含むＬＮＧ液化システムを含む。ＬＮＧは、第２の場所まで輸送されるように天然ガス液化船上に貯蔵される。

以上は、以下の詳細説明がより良く理解されるように本発明の開示の特徴を大まかに概説したものである。追加の特徴も本明細書で以下に説明する。

本発明の開示のこれら及び他の特徴、態様、及び利点は、以下の説明、添付の特許請求の範囲、及び以下で簡単に説明する添付図面から明らかになるであろう。

図面は単に例に過ぎず、本発明の開示の範囲に関する限定を意図していないことに注意しなければならない。更に、これらの図面は、一般的に縮尺通りに描かれておらず、むしろ本発明の開示の様々な態様を説明する際の便宜及び明瞭さの目的で描いたものである。

公知の原理によるＬＮＧ生産の簡略図である。 開示する態様によるＬＮＧ生産の簡略図である。 開示する態様によるＬＩＮからＬＮＧ工程モジュールの概略図である。 公知のＦＬＮＧ技術のバリューチェーンの簡略図である。 開示する態様のバリューチェーンの簡略図である。 開示する態様によるＬＮＧ生産の簡略図である。 開示する態様によるＬＮＧ生産の簡略図である。 開示する態様によるＬＮＧ生産の簡略図である。 開示する態様によるＬＩＮからＬＮＧ処理機器の概略図である。 開示する態様による方法を示すフローチャートである。

本発明の開示の原理の理解を容易にするために、図面に示す特徴を参照し、特定の専門用語を使用してこれを以下に説明する。それにも関わらず、本発明の開示の範囲の限定をそれによって意図していないことは理解されるであろう。本明細書に説明する本発明の開示の原理のあらゆる変更及び更に別の修正及び更に別の用途は、本発明の開示が関連する当業者に普通に見出されるように企図されている。明確にするために、本発明の開示に関連しない一部の特徴は図面に示されない場合がある。

最初に、参照の便宜上、この出願に使用するある一定の用語及びその関連で使用するそれらの意味を列挙する。本明細書に使用する用語が以下で定義されない限り、それは、関連する当業者が少なくとも１つの印刷文献又は交付された特許に反映されるようにその用語に与えた最も広い定義を与えるべきである。更に、同一又は類似の目的を果たす全ての均等物、同義語、新規開発、及び用語又は技術は特許請求の範囲に入ると見なされるので、本発明の技術は以下に示す用語の使用によって限定されることはない。

当業者には分るように、人によって異なる名称で同一の特徴又は構成要素に言及する場合がある。本文書では、名称だけが異なる構成要素又は特徴の間で区別するつもりはない。図面は必ずしも一定の縮尺ではない。本明細書のある一定の特徴及び構成要素は、縮尺を誇張して又は概略的な形態で示される場合があり、従来の要素の一部の詳細は、明瞭性及び簡潔性のために示されない場合がある。本明細書に説明する図面を参照する場合に、簡単のために複数の図面内で同じ参照番号を参照する場合がある。以下の説明及び特許請求の範囲において、用語「含む」及び「備える」は、非限定的に使用され、従って「含むが、これに限定されない」を意味すると解釈しなければならない。

複数でない表現は、必ずしもただ１つを意味するように限定されるのではなく、むしろ必要に応じて複数のそのような要素を含むように包括的であり、非限定的である。

本明細書に使用する場合に、用語「近似的」、「約」、「実質的」、及び類似の用語は、本発明の開示の主題が関連する当業者に共通の受け入れられた使用方法と調和した広い意味を有するものとする。これらの用語が、これら特徴の範囲を所与の正確な数値範囲に限定することなく、説明して主張するある一定の特徴の説明を可能にすることを意図していることは、本発明の開示を精査する当業者には理解しなければならない。従って、これらの用語は、説明する主題の実質的でないか又は重要でない修正又は変更が本発明の開示の範囲に入ると見なされることを示すものとして解釈しなければならない。

用語「熱交換器」は、１つの物質から別の物質へ効率的に熱を伝達するか又は「交換」するように設計されたデバイスを指す。例示的熱交換器のタイプは、並流又は向流熱交換器、間接熱交換器（例えば、渦巻き形熱交換器、ろう付けアルミニウムプレートフィン型のようなプレートフィン型熱交換器、シェル−アンド−チューブ型熱交換器など）、直接接触熱交換器、又はこれらの何らかの組合せなどを含む。

「二重目的運搬船」とは、（ａ）ＬＩＮを天然ガス及び／又はＬＮＧのための輸出ターミナルに輸送する、及び（ｂ）ＬＮＧをＬＮＧ輸入ターミナルに輸送することの可能な船舶を指す。

上述のように、従来のＬＮＧサイクルは、（ａ）水、硫黄化合物、及び二酸化炭素のような汚染物質を除去するための天然ガス源の初期処理、（ｂ）プロパン、ブタン、ペンタンのような一部のより重質な炭化水素ガスの自己冷凍、外部冷凍、希薄オイルのような様々な可能な方法による分離、（ｃ）大気圧又はその近くで約−１６０℃での液化天然ガスを形成するための実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍、（ｄ）輸送を目的に設計された船舶又はタンカーによるＬＮＧ製品の市場場所への輸送、及び（ｅ）天然ガス消費者に分配可能な加圧天然ガスへの再ガス化プラントでのＬＮＧの再加圧及び再ガス化を含む。本発明の開示は、液体窒素（ＬＩＮ）を冷却剤として使用して液化天然ガス（ＬＮＧ）輸送船上で天然ガスを液化させ、かつ極低温ＬＮＧのエネルギを使用して窒素ガスの液化を促進し、次にリソース場所まで輸送してＬＮＧ生産のための冷却源として使用することができるＬＩＮを形成することにより、従来のＬＮＧサイクルの段階（ｃ）及び（ｅ）を修正する。開示するＬＩＮからＬＮＧ概念は、リソース場所（輸出ターミナル）から市場場所（輸入ターミナル）への船舶又はタンカー内のＬＮＧの輸送と、ＬＩＮの市場場所からリソース場所までの逆輸送とを更に含むことができる。

本発明の開示は、より具体的に、関連の複数の貯蔵タンクを有する液化船上で天然ガスを液化する方法を説明し、そこでは、少なくとも１つのタンクが液化工程に使用される液体窒素を排他的に貯蔵し、少なくとも１つのタンクがＬＮＧを排他的に貯蔵する。処理された天然ガスは、液化船に接続及び再接続可能な係留浮遊式切断可能ターレットを通じて液化船に輸送することができる。処理された天然ガスは、液体窒素ストリームと天然ガスストリームの間で熱交換し、液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮させる少なくとも１つの熱交換器を使用して液化船上で液化することができる。ＬＮＧストリームは、ＬＮＧ貯蔵のために指定された少なくとも１つのタンク、又はＬＮＧ又はＬＩＮのいずれかを貯蔵するように構成された液化船に搭載の他のタンクのいずれかに液化船内で貯蔵することができる。

本発明の開示の態様では、天然ガスは、浮遊式産出ユニット（ＦＰＵ）を使用して生産されて処理することができる。処理された天然ガスは、１又は２以上の液化船に接続及び再接続可能な係留浮遊式切断可能ターレットを通じてＦＰＵから液化船に輸送することができる。液化船は、ＬＩＮを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクを含むことができる。処理された天然ガスは、液体窒素ストリームと天然ガスストリームの間で熱交換し、液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮させる少なくとも１つの熱交換器を使用して液化船上で液化することができる。液化天然ガスストリームは、液化船内にＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクに貯蔵することができる。ＦＰＵは、存在する場合に水、重質炭化水素、及び酸性ガスのような不純物を除去して生産された天然ガスを液化及び／又は市場取引に適するものにするためにガス処理機器を収容することができる。ＦＰＵはまた、海洋深層水取出しと冷却及び／又は機械的冷却のような液化船に輸送される前に処理された天然ガスを予冷するための手段を収容することができる。ＬＮＧが輸送タンカー上で生産されるので、生産現場でのＬＮＧの水上移送は除外される。

別の態様では、陸上生産現場に位置付けられた天然ガス処理施設を使用して水、重質炭化水素、及び酸性ガスのような天然ガス中に存在する不純物を除去し、生産された天然ガスを液化及び市場取引に適するものにすることができる。処理された天然ガスは、パイプラインと１又は２以上の液化船に接続及び再接続可能な１又は２以上の係留浮遊式切断可能ターレットとを使用して沖合へ輸送することができる。処理された天然ガスは、ＬＩＮを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクとを含む１又は２以上の液化船へ移送することができる。処理された天然ガスは、ＬＩＮストリームと処理された天然ガスストリームとの間で熱交換し、ＬＩＮストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮させる少なくとも１つの熱交換器を使用して液化船上で液化することができる。それによって生産されたＬＮＧストリームは、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンク、又はＬＮＧ又はＬＩＮのいずれかを貯蔵するように構成された液化船上の他のタンクのいずれかに貯蔵することができる。ＬＮＧは輸送船としても機能する液化船上で生産されるので、生産現場でのＬＮＧの水上移送は除外される。

本発明の開示の更に別の態様では、陸上天然ガス処理施設は、存在する場合に水、重質炭化水素、及び酸性ガスのような不純物を除去して、生産された天然ガスを液化及び／又は市場取引に適するものにすることができる。処理された天然ガスは、パイプラインと１又は２以上の係留された液化船に接続したガス載荷アームとを通して沿岸に輸送することができる。従来型ＬＮＧ運搬船、ＬＩＮ運搬船、及び／又は二重目的運搬船は、液化船からＬＮＧを受け入れる及び／又は液体窒素を液化船に輸送するために、液化船のそば、近位、又は近くに係留することができる。液化船を極低温液体載荷アームに結合させて、液化船及び／又はＬＮＧ／ＬＩＮ／二重目的運搬船の間で極低温流体移送を可能にすることができる。液化船は、液体窒素を貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクとを含むことができる。処理された天然ガスは、ＬＩＮストリームと天然ガスストリームの間で熱交換し、液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮させる少なくとも１つの熱交換器を使用して液化船上で液化することができる。それによって生産されたＬＮＧガスストリームは、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンク、及び／又はＬＮＧ又はＬＩＮのいずれかを貯蔵するように構成された液化船上の少なくとも１つのタンクに貯蔵することができる。別の態様では、１つの恒久的に着岸した液化船が、陸上からの処理された天然ガスを液化することができる。生産されたＬＮＧは、液化船から１又は２以上の二重目的運搬船に輸送することができる。ＬＩＮは、１又は２以上の二重目的運搬船から液化船へ輸送することができる。

図２は、開示する態様による浮遊式産出ユニット（ＦＰＵ）２００及び液化船２０２を示している。天然ガスは、ＦＰＵ２００上で生産されて処理することができる。ＦＰＵ２００は、存在する場合に天然ガスから不純物を除去して生産された天然ガスを液化及び／又は市場取引に適するものにするためのガス処理機器２０４を収容することができる。このような不純物は、水、重質炭化水素、及び酸性ガスなどを含むことがある。ＦＰＵはまた、液化船に輸送される前に、処理された天然ガスを予冷するための１又は２以上の予冷手段２０６を収容することができる。予冷手段２０６は、海洋深層水取出しと冷却、機械的冷凍、又は他の公知技術とを含むことができる。予冷されて処理された天然ガスは、パイプライン２０７と１又は２以上の液化船に接続及び再接続可能な１又は２以上の係留浮遊式切断可能ターレット２０８とを通してＦＰＵ２００から液化船に輸送することができる。液化船２０２は、液体窒素を貯蔵するだけのＬＩＮタンク２１０と、ＬＮＧを貯蔵するだけのＬＮＧタンク２１２とを含むことができる。液化船２０２はまた、ＬＩＮ又はＬＮＧのいずれかを貯蔵することができる多目的タンク２１４を含むことができる。予冷されて処理された天然ガスは、ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール２１６内の機器を使用して液化船上で液化することができ、ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール２１６は、ＬＩＮストリーム（液化船上に貯蔵されたＬＩＮからの）と予冷されて処理された天然ガスストリームとの間で熱交換してＬＩＮストリームを少なくとも部分的に気化させ、予冷されて処理された天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮させてＬＮＧを形成する少なくとも１つの熱交換器を含むことができる。液化船２０２はまた、液化工程に関連付けられた追加のユーティリティシステム２１８を含むことができる。ユーティリティシステム２１８は、液化船２０２の船体内及び／又は液化船の上甲板上に設置することができる。ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール２１６によって生産されたＬＮＧは、ＬＮＧタンク２１２又は多目的タンク２１４のいずれかに貯蔵することができる。ＬＮＧは輸送船としても機能する液化船上で生産されるので、生産現場でのＬＮＧの水上移送は除外される。ＬＩＮタンク２１０、ＬＮＧタンク２１２、及び多目的タンク２１４は、それぞれに複数のＬＩＮタンク、複数のＬＮＧタンク、及び複数の多目的タンクを有することができると予想される。

図３は、ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール２１６を更に詳しく示す簡略模式図である。ＬＩＮタンク２１０又は併用タンク２１４の１つからのＬＩＮストリーム３０２は、少なくとも１つのポンプ３０４を通過し、ＬＩＮストリーム３０２の圧力を増加させて高圧ＬＩＮストリーム３０６を生成する。高圧ＬＩＮストリーム３０６は、高圧ＬＩＮ３０６ストリームとＦＰＵ（図示せず）からの予冷されて処理された天然ガスストリーム３１０との間で熱交換する少なくとも１つの熱交換器３０８を通過して、加温窒素ガスストリーム３１２と少なくとも部分的に凝縮された天然ガスストリーム３１４とを生成する。少なくとも１つの膨張器サービス３１６は、加温窒素ガスストリーム３１２の圧力を低減して、少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリーム３１８を生成する。態様では、ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール２１６は、少なくとも３つの加温窒素ガスストリーム３１２ａ、３１２ｂ、３１２ｃの圧力を低減して、少なくとも３つの更に冷却された窒素ガスストリーム３１８ａ、３１８ｂ、３１８ｃを生成する少なくとも３つの膨張器サービスを含むことができる。更に冷却された窒素ガスストリーム３１８ａ、３１８ｂ、３１８ｃは、少なくとも１つの熱交換器３０８内で天然ガスストリーム３１０と熱交換して、加温窒素ガスストリーム３１２ｂ、３１２ｃ、３１２ｄを形成することができる。少なくとも１つの膨張器サービス３１６を少なくとも１つの発電機と結合させて電力を発生させることができ、又は少なくとも１つの膨張器サービスを加温窒素ガスストリームのうちの１つ３１２ｃを圧縮する少なくとも１つの圧縮器３２０に直接に結合させることができる。本発明の開示の態様では、少なくとも３つの膨張器サービスの各々は、加温窒素ガスストリームを圧縮するのに使用される少なくとも１つの圧縮器と結合することができる。圧縮された加温窒素ガスストリーム３１２ｃは、ターボ膨張器３１６内で膨張する前に補助熱交換器３２２内で環境と熱交換することによって冷却され、更に冷却された窒素ガスストリーム３１８を生成することができる。更に冷却された窒素ガスストリーム３１８は、少なくとも１つの熱交換器３０８内で天然ガスストリーム３１０と熱交換して、加温窒素ガスストリーム３１２を形成することができる。加温窒素ガスストリームのうちの１つ３１２ｄは大気に放出される。少なくとも部分的に凝縮させた天然ガスストリーム３１４を油圧タービン３２４内で更に膨張、冷却、及び凝縮させてＬＮＧストリーム３２６を生成し、ＬＮＧストリーム３２６はＬＮＧタンク２１２又は多目的タンク２１４のうちの１つに貯蔵される。発電機３２８は、油圧タービン３２４と作動的に接続され、液化工程に使用することができる電力を発生させるように構成される。

図４Ａ及び図４Ｂは、本明細書に開示する態様のバリューチェーンと従来型ＦＬＮＧ技術のバリューチェーンとの違いを強調した簡略図であり、ここではＦＬＮＧ施設は、天然ガスを処理して液化するのに必要な全ての又は事実上全ての施設を収容する。図４Ａに示すように、ＬＮＧ運搬船４００ａは、ＦＬＮＧ施設４０２から陸上輸入ターミナル４０４にＬＮＧを輸送し、そこでＬＮＧは荷降ろしされて再ガス化される。この時点で貨物及びバラストが空となったＬＮＧ運搬船４００ｂは、ＦＬＮＧ施設に戻り、ＬＮＧが再び積み込まれる。対照的に、本明細書に開示する態様は、ＦＬＮＧ施設４０２（図４Ｂ）よりも遥かに小さいフットプリントを有するＦＰＵ４０６を提供する。４０８ａにＬＩＮを積み込んだ液化船はＦＰＵ４０６に到着し、上述のように、貯蔵されたＬＩＮを使用してＦＰＵからの予冷され処理された天然ガスを冷却して液化する。４０８ｂでＬＮＧを積み込まれた液化船は、輸入ターミナル４０４へ航行し、そこでＬＮＧは荷降ろしされ再ガス化される。ＬＮＧの再ガス化からの冷熱エネルギは、輸入ターミナル４０４で窒素を液化するのに使用される。輸入ターミナル４０４に使用される窒素は、空気分離ユニット４１０で生成される。空気分離ユニット４１０は、輸入ターミナル４０４の建設区域内に又は輸入ターミナル４０４から離れた施設にあるものとすることができる。次にＬＩＮが液化船４０８に積み込まれ、液化船４０８は、ＦＰＵ４０６へ戻って液化工程を繰り返す。

本明細書に開示するＬＮＧ液化工程でのＬＩＮの使用は、追加の利益を提供する。例えば、ＬＩＮを使用して、ＬＮＧの生産、輸送、及び／又は荷降ろし中にＬＮＧタンク及び／又は多目的タンクからのＬＮＧボイルオフガスを液化することができる。ＬＩＮ及び／又は液体窒素ボイルオフガスを使用して、液化工程のターンダウン又は停止中に液化施設を冷たく保つことができる。ＬＩＮを使用して、気化した窒素を液化して液化工程の「アイドリング様」作動を生成することができる。小さいヘルパーモータを膨張器サービスに見られる圧縮器／膨張器組合せに取り付けて、液化工程のターンダウン又は停止中に圧縮器／膨張器サービスを回転させ続けることができる。窒素蒸気を使用して、液化船上でのＬＮＧ生産間の期間中に熱交換器の霜取りをすることができる。窒素蒸気は、大気に放出することができる。

図５は、ＦＰＵ５００を使用して天然ガスが生産されて処理される別の開示する態様の図である。天然ガスは、ＦＰＵ５００上で生産して処理することができる。ＦＰＵ５００は、存在する場合に天然ガスから不純物を除去して生産された天然ガスを液化及び／又は市場取引に適するものにするためのガス処理機器５０４を収容することができる。このような不純物は、水、重質炭化水素、及び酸性ガスなどを含むことができる。ＦＰＵはまた、処理された天然ガスを液化船に輸送する前に予冷するための１又は２以上の予冷手段５０６を収容することができる。予冷手段５０６は、海洋深層水取出しと冷却、機械的冷凍、又は他の公知技術とを含むことができる。予冷された処理された天然ガスは、第１のパイプライン５０７と、１又は２以上の液化船に接続及び再接続可能な第１の係留浮遊式切断可能ターレット５０８とを通してＦＰＵ５００から第１の液化船５０２ａに輸送することができる。第１の液化船５０２ａは、液体窒素を貯蔵するだけの少なくとも１つのタンク５１０と、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンク５１２とを含む。第１の液化船５０２ａの残りのタンク５１４は、ＬＩＮ貯蔵とＬＮＧ貯蔵との間で交互に繰り返すように設計することができる。処理された天然ガスは、ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール５１６内の機器を使用して液化船上で液化され、ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール５１６は、ＬＩＮストリームと天然ガスストリームの間で熱交換し、ＬＩＮストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮させる少なくとも１つの熱交換器を含むことができる。ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール５１６は、天然ガスの液化を促進するために圧縮器、膨張器、分離器、及び／又は他の公知の機器のような他の機器を有することができる。ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール５１６は、２ＭＴＡを超えるＬＮＧを生産するのに、より好ましくは４ＭＴＡを超えるＬＮＧを生産するのに、又はより好ましくは６ＭＴＡを超えるＬＮＧを生産するのに適している。第１の液化船５０２ａはまた、液化工程に関連付けられた追加のユーティリティシステム５１８を有することができる。ユーティリティシステム５１８は、第１の液化船５０２ａの船体内及び／又はその上甲板上に設置することができる。第２のパイプライン５２０は、第２の液化船５０２ｂを受け入れる準備のできた第２の係留浮遊式切断可能ターレット５２２に接続することができる。第２の液化船５０２ｂの機能設計は、第１の液化船５０２ａと実質的に同じであり（例えば、ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール５１６を含む）、簡潔さのためにこれ以上説明しない。第２の液化船５０２ｂは、好ましくは、第１の液化船５０２ａへの天然ガス輸送が終了する前に第２の係留浮遊式切断可能ターレット５２２に接続される。このようにして、ＦＰＵ５００からの天然ガスストリームを有意に中断することなく、ＦＰＵ５００からの天然ガスは、第２の液化船５０２ｂへ容易に移行させることができる。

図６は、天然ガス処理施設を陸上に配置することができる場合に使用可能な本発明の開示の別の態様の図である。図６に示すように、陸上に位置付けられた天然ガス処理施設６００を使用して、上述のように天然ガスから不純物を除去する及び／又は天然ガスを予冷することができる。処理された天然ガスは、第１及び第２の液化船６０２ａ、６０２ｂのような１又は２以上の液化船に接続及び再接続可能な第１及び第２の係留浮遊式切断可能ターレット６３２、６３４に接続したパイプライン６３０を使用して沖合で輸送することができる。例えば、第１の係留浮遊式切断可能ターレット６３２は、パイプライン６３０を第１の液化船６０２ａに接続させることができるので、処理された天然ガスをそこへ輸送してその上で液化することが可能である。第２の係留浮遊式切断可能ターレット６３４は、第１の液化船６０２ａへの天然ガス輸送が終了する前にパイプライン６３０を第２の液化船６０２ｂに接続させることができる。このようにして、陸上天然ガス処理施設６００からの天然ガスストリームを有意に中断することなく、陸上天然ガス処理施設６００からの天然ガスを第２の液化船６０２ｂへ容易に移行させることができる。態様では、第１及び第２の液化船６０２ａ、６０２ｂは、同じか又は実質的に同じ処理機器をその上に含む。図６に開示する態様の利点は、ＬＮＧが液化船上で生産されるので、生産現場でのＬＮＧの水上移送が除外されることである。別の利点は、パイプライン６３０が処理された及び／又は予冷された天然ガスを沖合の地点に送出するので、大型の液化船を受け入れるために大規模な浚渫及び沿岸敷地造成が必要とされないことである。

図７は、陸上に位置付けられた天然ガス処理施設７０１が上述のように不純物を除去する及び／又は天然ガスを予冷する本発明の開示の別の態様によるＬＮＧ輸出ターミナル７００の図である。処理された天然ガスは、ガスパイプライン７４０を通して沿岸で輸送することができる。処理された天然ガスは、第１の係留地７４２を通して液化船７０２に輸送することができる。液化船７０２は、本明細書で上述した液化船と同様に構成され、これ以上は説明しない。第１の係留地７４２は、液化船７０２に接続及び再接続可能なガス載荷アームを含むことができる。処理された天然ガスは、先の態様で上述のように第１の液化船上で液化される。１又は２以上の従来型ＬＮＧ運搬船、ＬＩＮ運搬船、又は二重目的運搬船７４４は、追加の係留地７４６ａ、７４６ｂを通して液化船７０２に流体接続することができる。各追加の係留地７４６ａ、７４６ｂは、液化船７０２からＬＮＧを受け入れる及び／又はＬＩＮを液化船７０２に輸送するための極低温液体載荷アームを含む。態様では、二重目的運搬船７４８は、追加の係留地のうちの１つ７４６ｂで受け入れられ、極低温液体を液化船７０２と交換する。二重目的運搬船７４８は、ＬＩＮを輸出ターミナルに輸送することができ、ＬＮＧを輸入ターミナルに輸送することができる船舶である。二重目的運搬船７４８には、ＬＮＧ処理施設が位置付けられなくてもよい。液化船７０２を第１の係留地７４２上に位置付けられた極低温液体載荷アームに結合させて、二重目的運搬船７４８と液化船７０２の間の極低温流体移送を可能にすることができる。液化船７０２上で生産されたＬＮＧは、第１の係留地７４２及び追加の係留地７４６ｂを通して液化船７０２から二重目的運搬船７４８に輸送される。ＬＩＮは、追加の係留地７４６ｂ及び第１の係留地７４２を通して二重目的運搬船７４８から液化船７０２に輸送される。液化船７０２は、一時的又は恒久的に第１の係留地又は沖合の近傍位置に着岸することができ、二重目的運搬船７４８を使用してＬＮＧを輸入ターミナル（図示せず）に輸送し、液体窒素を輸出ターミナルに輸送することができる。図７に開示する態様の利点は、ＬＮＧ輸出ターミナル７００でのＬＮＧの生産及び貯蔵のために単一液化船で十分であることである。１又は１よりも多い従来型ＬＮＧ運搬船、液体窒素運搬船、及び／又は二重目的運搬船は、ＬＮＧの貯蔵及び輸入ターミナルへの輸送に使用することができる。液化船は従来型運搬船よりも高価であると予想されるので（ＬＮＧ液化モジュールが液化船上にあるために）、ＬＮＧ及びＬＩＮの輸送に従来型運搬船を使用するオプションは、輸送目的で液化船を使用するよりも好ましい可能性がある。

図８は、開示する態様によるＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール８００の概略図である。ＬＩＮからＬＮＧ工程モジュール８００は、先に開示したように液化船内又は上に設置されるように配置される。液体窒素ストリーム８０２は、ポンプ８０４に向けることができる。ポンプ８０４は、液体窒素ストリーム８０２の圧力を４００ｐｓｉより高くまで増加させ、それによって高圧液体窒素ストリーム８０６を形成することができる。高圧液体窒素ストリーム８０６は、第１及び第２の熱交換器８１０、８１２で天然ガスストリーム８０８と熱交換して第１の加温窒素ガスストリーム８１４を形成する。第１の加温窒素ガスストリーム８１４を第１の膨張器８１６で膨張させて、第１の更に冷却された窒素ガスストリーム８１８を生成する。第１の更に冷却された窒素ガスストリーム８１８は、第２の熱交換器８１２内で天然ガスストリーム８０８と熱交換して第２の加温窒素ガスストリーム８２０を形成することができる。第２の加温窒素ガスストリーム８２０を第２の膨張器８２２で膨張させて、第２の更に冷却された窒素ガスストリーム８２４を生成する。第２の更に冷却された窒素ガスストリーム８２４は、第２の熱交換器８１２内で天然ガスストリーム８０８と熱交換して第３の加温窒素ガスストリーム８２６を形成する。第３の加温窒素ガスストリーム８２６は、他の処理ストリームと間接的に熱を交換することができる。第３の加温窒素ガスストリーム８２６が３つの圧縮段で圧縮されて圧縮窒素ガスストリーム８２８を形成する前に、第３の加温窒素ガスストリーム８２６は、第３の熱交換器８２９で圧縮窒素ガスストリーム８２８と間接的に熱交換することができる。３つの圧縮段は、第１の圧縮器段８３０、第２の圧縮器段８３２、及び第３の圧縮器段８３４を有することができる。第３の圧縮器段８３４は、第１の膨張器８１６によって生成されたシャフト動力だけにより駆動することができる。第２の圧縮器段８３２は、第２の膨張器８２２によって生成されたシャフト動力だけにより駆動することができる。第１の圧縮器段８３０は、第３の膨張器８３６によって生産されたシャフト動力だけにより駆動することができる。圧縮窒素ガスストリーム８２８は、第１、第２、及び第３の冷却器８３８、８４０、及び８４２をそれぞれに使用して、各圧縮段後の環境との間接的熱交換によって冷却することができる。第１、第２、及び第３の冷却器８３８、８４０、及び８４２は、空気冷却器、水冷却器、又はその組合せとすることができる。圧縮窒素ガスストリーム８２８を第３の膨張器８３６で膨張させて、第３の更に冷却された窒素ガスストリーム８４４を生成することができる。第３の更に冷却された窒素ガスストリーム８４４は、第２の熱交換器内で天然ガスストリーム８０８と熱交換して、第４の加温窒素ガスストリーム８４６を形成する。第４の加温窒素ガスストリーム８４６は、窒素ガス放出ストリーム８４８として大気に放出される前に他の処理ストリームと間接的に熱交換することができる。例えば、第４の加温窒素ガスストリーム８４６は、第４の熱交換器８５０内で第３の加温窒素ガスストリーム８２６と間接的に熱交換することができる。図８から分るように、天然ガスストリーム８０８は、第１及び第２の熱交換器８１０、８１２内で高圧液体窒素ストリーム８０６、第１の更に冷却された窒素ガスストリーム８１８、第２の更に冷却された窒素ガスストリーム８２４、及び第３の更に冷却された窒素ガスストリーム８４４と熱交換して加圧液体天然ガスストリーム８５２を形成することができる。例えば、膨張器８５４及び弁８５６を使用して加圧液体天然ガスストリーム８５２の圧力を低減し、液化船の１又は２以上の貯蔵タンク及び／又は液化船に運用的に接続された従来型運搬船に向けることができるＬＮＧ製品ストリーム８５８を形成することができる。他の公知の液化工程とは対照的に、本明細書に説明する液化工程は、ＬＮＧを効率的に生産しながらも、必要とする電力量及び処理機器が最小限であるという利点を有する。

図９は、開示する態様による液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法の方法９００のフローチャートである。ブロック９０２において、天然ガスストリームは液化船に輸送される。液化船は、液体窒素を貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクとを含む。ブロック９０４において、天然ガスストリームは、天然ガスストリームと液体窒素ストリームとの間で熱交換して液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させる少なくとも１つの熱交換器を使用して液化船上で液化され、それによって加温窒素ガスと少なくとも部分的に凝縮したＬＮＧ含有天然ガスストリームとを形成する。

図９に示す段階は、ただ説明目的で提供されているだけであり、開示する方法を実施するのに特定の段階が必要とされない場合がある。更に、図９は、実施される可能な段階を全て示すものではない。特許請求の範囲及びただそれだけが、開示するシステム及び方法を定めるものである。

本明細書で説明する態様は、公知の技術に勝るいくつかの利点を有する。例えば、本明細書に開示する液化工程の電力要件は、液化船上に使用される従来型液化工程の電力要件の２０％未満、又はより好ましくは１０％未満、又はより好ましくは５％未満である。この理由から、本明細書に開示する液化工程の電力要件は、液化船に必要とされる推進電力よりも遥かに小さいとすることができる。開示する態様による液化船は、天然ガス液化が液化船の搭載発電によってではなく貯蔵された液体窒素の気化によって主として達成されるので、従来型ＬＮＧ運搬船と同じ推進システムを有することができる。

別の利点は、本明細書に開示する液化工程が、単一液化船上で２ＭＴＡを超えるＬＮＧを生産することができ、又はより好ましくは４ＭＴＡを超えるＬＮＧを生産することができ、又はより好ましくは６ＭＴＡを超えるＬＮＧを生産することができることである。公知の技術とは対照的に、開示する液化船のＬＮＧ生産容量は、主として液化船の貯蔵容量によって決定される。１４０，０００立方メートル（ｍ³）のＬＮＧ貯蔵容量を有する液化船は、４日という液化船の到着頻度で約６ＭＴＡの年間生産量をもたらす日々のＬＮＧストリームをサポートすることができる。液体窒素を貯蔵するだけのタンクは、１６０，０００ｍ³の総計貯蔵容量を有する液化船を提供するので、８４，０００ｍ³未満の総容積、又はより好ましくは約２０，０００ｍ³の容積を有することができる。

これに加えて、開示する態様による液化工程は、貯蔵された液体窒素の僅かな部分を使用してＬＮＧ生産のない期間中に液化モジュールの機器を冷たく保つことができるので、迅速な始動及び熱循環の低減を可能にするという追加の利点を有する。更に、開示する液化モジュールの全体的なコストは、従来型液化モジュールのコストよりも有意に低いと予想される。ＬＩＮからＬＮＧ液化モジュールは、同等容量の従来型液化モジュールの資本支出（ＣＡＰＥＸ）の５０％未満、又はより好ましくは同等容量の従来型液化モジュールのＣＡＰＥＸの２０％未満である場合がある。液化モジュールのコスト低減により、液化船の数を低減するためにより廉価な船舶にその積荷を移す必要があるのではなく、液化船にＬＮＧを市場へ輸送させることが経済的である場合がある。

本発明の開示の範囲から逸脱することなく先の開示に対する多くの変更、修正、及び代替が可能であることを理解しなければならない。従って、以上の説明は、本発明の開示の範囲を限定することを意図しない。むしろ、開示の範囲は、添付の特許請求の範囲及びそれらの均等物によってのみ決定しなければならない。本発明の実施例の構造及び特徴は、変更、再配置、置換、削除、複製、組合せ、又は互いの追加が可能であるようにも考えられている。

Claims (31)

1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
   天然ガスストリームを液化船に輸送する段階と、
   前記天然ガスストリームと液体窒素ストリームの間で熱交換して該液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させる少なくとも１つの熱交換器を使用して前記液化船上で該天然ガスストリームを液化させ、それによって加温窒素ガスストリームとＬＮＧを含む少なくとも部分的に凝縮した天然ガスストリームとを形成する段階と、を含み、
   前記液化船は、液体窒素を貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクとを有している、
   ことを特徴とする方法。
2. 前記天然ガスストリームを前記液化船に輸送する段階の前に、リザーバから天然ガスを産出し、かつ前記産出された天然ガスを処理してそこから水、重質炭化水素、及び酸性ガスのうちの少なくとも１つを除去する浮遊式産出ユニット（ＦＰＵ）船から前記天然ガスストリームを取得する段階、を更に含む、
   請求項１に記載の方法。
3. 前記加温窒素ガスストリームを前記ＦＰＵ船に輸送する段階と、
   前記ＦＰＵ船上の工程内で前記加温窒素ガスストリームを使用する段階と、を更に含む、
   請求項２に記載の方法。
4. 前記ＦＰＵ上で前記加温窒素ガスストリームを圧縮する段階と、
   圧力維持のために前記圧縮加温窒素ガスストリームをリザーバの中に注入する段階と、を更に含む、
   請求項３に記載の方法。
5. 前記加温窒素ガスストリームの圧力を低減して少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームを生成する段階と、
   前記少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームと前記天然ガスストリームとの間で熱交換して更に加温された窒素ガスストリームを形成する段階と、を更に含む、
   請求項１ないし４のいずれか１項に記載の方法。
6. 前記加温窒素ガスストリームの前記圧力は、少なくとも１つの膨張器サービスを使用して低減される、
   請求項５に記載の方法。
7. 前記少なくとも１つの膨張器サービスに結合された少なくとも１つの発電機から電力を発生させる段階を更に含む、
   請求項６に記載の方法。
8. 前記少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームは、前記天然ガスストリームと熱交換して加温窒素ガスストリームを形成する、
   請求項５ないし７のいずれか１項に記載の方法。
9. 前記液化船に接続、切断、及び再接続されるように構成された係留浮遊式切断可能ターレットを通じて該液化船に前記天然ガスストリームを輸送する段階を更に含む、
   請求項１ないし８のいずれか１項に記載の方法。
10. 前記天然ガスストリームが液化されている間に前記液化船を輸出ターミナルに着岸させる段階を更に含む、
    請求項９に記載の方法。
11. 単一液化船が、前記輸出ターミナルでのＬＮＧ生産及び貯蔵に使用され、
    方法が、
    ＬＮＧ運搬船、液体窒素運搬船、及び二重目的運搬船のうちの１よりも多くを使用して輸出ターミナルでＬＮＧを貯蔵し、かつ輸入ターミナルに該ＬＮＧを輸送する段階を更に含む、
    請求項９に記載の方法。
12. 陸上ガスパイプラインに接続されて前記液化船に接続、切断、及び再接続されるように構成された載荷アームを通じて前記天然ガスストリームを該液化船に輸送する段階を更に含む、
    請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の方法。
13. 前記液化船に接続、切断、及び再接続されるように構成された極低温液体載荷アームを通じて個別の船から前記液化船まで液体窒素を輸送する段階であって、前記液体窒素ストリームが、該輸送された液体窒素を含む前記輸送する段階を更に含む、
    請求項１２に記載の方法。
14. 前記液化船に接続、切断、及び再接続されるように構成された極低温液体載荷アームを通じて該液化船から個別の船まで前記ＬＮＧを輸送する段階を更に含む、
    請求項１２に記載の方法。
15. ＬＮＧ輸入ターミナルにおいて、前記ＬＮＧのガス化から利用可能なエネルギを使用して窒素ガスを液化し、それによって前記液体窒素ストリーム内に該液化された窒素を形成する段階を更に含む、
    請求項１ないし１４のいずれか１項に記載の方法。
16. 前記天然ガスストリームを前記液化船まで輸送する段階の前に、該天然ガスストリームを約−４０℃よりも低くない温度まで冷却する段階を更に含む、
    請求項１ないし１５のいずれか１項に記載の方法。
17. 天然ガスを処理してそこから水、重質炭化水素、及び酸性ガスのうちの少なくとも１つを除去して前記天然ガスストリームを生成する陸上施設から該天然ガスストリームを取得する段階を更に含む、
    請求項１ないし１６のいずれか１項に記載の方法。
18. 液化ターンダウン又は停止期間中に、液体窒素及び液体窒素ボイルオフガスのうちの一方を使用して前記液化船上の液化機器の温度を維持する段階を更に含む、
    請求項１ないし１７のいずれか１項に記載の方法。
19. 気化した窒素ガスを、前記液体窒素を使用して液化させる段階を更に含む、
    請求項１ないし１８のいずれか１項に記載の方法。
20. 液化船上でのＬＮＧ生産間の期間中に前記少なくとも１つの熱交換器の霜取りを行うための加温窒素ガスの使用を更に含む、
    請求項１ないし１９のいずれか１項に記載の方法。
21. 天然ガスストリームを液化するためのシステムであって、
    第１の場所から第２の場所まで液化天然ガスを輸送し、かつ液化窒素（ＬＩＮ）を該第１の場所まで輸送する液化船を備え、
    前記液化船は、
    ＬＩＮを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、
    ＬＮＧを貯蔵するだけの少なくとも１つのタンクと、
    前記天然ガス液化船上に貯蔵されたＬＩＮからのＬＩＮストリームと該天然ガス液化船に輸送された前記天然ガスストリームとの間で熱を交換して該ＬＩＮストリームを少なくとも部分的に気化させ、それによって加温窒素ガスストリームと前記第２の場所まで輸送されるように該天然ガス液化船上に貯蔵されるように構成されたＬＮＧを含む少なくとも部分的に凝縮した天然ガスストリームとを形成する少なくとも１つの熱交換器を含むＬＮＧ液化システムと、を備えている、
    ことを特徴とするシステム。
22. リザーバから前記天然ガスストリームを産出し、かつ該天然ガスストリームを前記液化船まで輸送する前に該天然ガスストリームから水、重質炭化水素、及び酸性ガスのうちの少なくとも１つを除去するように構成された浮遊式産出ユニット（ＦＰＵ）船、を更に備えている、
    請求項２１に記載のシステム。
23. 前記加温窒素ガスストリームの圧力が、少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームを生成するように低減され、
    システムが、
    前記少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームと前記天然ガスストリームとの間で熱交換し、それによって更に加温された窒素ガスストリームを形成するように構成された第２の熱交換器を更に備えている、
    請求項２１又は２２に記載のシステム。
24. 前記加温窒素ガスストリームの圧力を低減するように構成された少なくとも１つの膨張器サービスを更に備えている、
    請求項２３に記載のシステム。
25. 前記少なくとも１つの膨張器サービスに結合された少なくとも１つの発電機を更に備え、
    前記少なくとも１つの発電機の各々が、電力を発生させるように構成される、
    請求項２４に記載のシステム。
26. 前記少なくとも１つの発電機によって給電され、前記加温窒素ガスストリームを圧縮するように構成されたモータ駆動式圧縮器を更に備えている、
    請求項２５に記載のシステム。
27. 前記少なくとも１つの膨張器サービスは、少なくとも１つの圧縮器に結合され、それによって前記加温窒素ガスストリームを圧縮する、
    請求項２４に記載のシステム。
28. 前記少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームと前記天然ガスストリームとの間で熱交換し、それによって加温窒素ガスストリームを形成する第３の熱交換器を更に備えている、
    請求項２３ないし２７のいずれか１項に記載のシステム。
29. 前記液化船に接続、切断、及び再接続されるように構成された係留浮遊式切断可能ターレットを更に備え、
    前記天然ガスストリームは、前記係留浮遊式切断可能ターレットを通じて前記液化船まで輸送される、
    請求項２１ないし２８のいずれか１項に記載のシステム。
30. 単一液化船が、輸出ターミナルでのＬＮＧ生産及び貯蔵に使用され、
    システムが、
    ＬＮＧ運搬船、液体窒素運搬船、及び二重目的運搬船のうちの１よりも多くを使用して輸出ターミナルでＬＮＧを貯蔵し、かつ輸入ターミナルまで該ＬＮＧを輸送すること、を更に含む、
    請求項２９に記載のシステム。
31. 個別の船から前記液化船までＬＩＮを輸送するための極低温液体載荷アームを更に備え、
    前記極低温液体載荷アームは、前記液化船に接続、切断、及び再接続されるように構成される、
    請求項２１ないし３０のいずれか１項に記載のシステム。