JP2019504274A - 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 - Google Patents

Abstract

１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するＬＮＧストリームから窒素を分離する方法。加圧ＬＮＧストリームは、天然ガスを液化することによって液化施設で生成され、加圧ＬＮＧストリームは、１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有する。ＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生成された少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）ストリームが、貯蔵タンクから受け入れられる。加圧ＬＮＧストリームは、分離容器内で蒸気ストリームと液体ストリームに分離される。蒸気ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも高い窒素濃度を有する。液体ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する。１又は２以上のＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つは、分離容器に向けられる。【選択図】図４

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、「液体窒素を貯蔵するＬＮＧ運搬船上で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）を形成するための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、ＬＮＧストリームからの窒素の分離に関する。

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自認としてではなく、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）窒素及びヘリウムのような軽い成分のＬＮＧからの除去、ｅ）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ｆ）天然ガス消費者に配給することができる加圧天然ガスを形成するため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（ｆ）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、加圧天然ガスを形成するためにＬＮＧを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。

窒素は、多くの天然ガス層で、１ｍｏｌ％を超える濃度であることが見出されている。これらのガス層からの天然ガスの液化は、多くの場合に、ＬＮＧ中の窒素濃度を１ｍｏｌ％未満に低減するための産出ＬＮＧからの窒素分離を必要とする。窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える貯蔵ＬＮＧは、貯蔵タンク内での自己層状化及びロールオーバーのリスクが高い。この現象は、有意な安全上の懸念である貯蔵タンク内のＬＮＧからの急速な蒸気放出に至る。

窒素濃度が２ｍｏｌ％未満のＬＮＧの場合に、油圧タービンからの加圧ＬＮＧが、弁を通って流れることによりＬＮＧ貯蔵タンクの圧力又はそれに近い圧力まで膨張する時に、ＬＮＧからの十分な窒素分離が起きる場合がある。得られた２相混合物は、多くの場合にエンドフラッシュガスと呼ばれる窒素リッチ蒸気ストリームと窒素濃度が１ｍｏｌ％未満のＬＮＧストリームとにエンドフラッシュガス分離器内で分離される。エンドフラッシュガスは、圧縮されて施設の燃料ガスシステム内に組み込まれ、施設では、それを使用して処理熱を生成し、電力を発生させ、及び／又は圧縮電力を発生させることができる。２ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するＬＮＧの場合に、単純なエンドフラッシュガス分離器を使用すると、ＬＮＧストリーム中の窒素濃度を十分に低減するのに過度のエンドフラッシュガス流量が必要になる。そのような場合に、分別カラムを使用して２相混合物をエンドフラッシュガスとＬＮＧストリームに分離することができる。分別カラムは、典型的には、ＬＮＧストリーム中の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するためにカラムの底部段に向けられる剥離ガスを生成する再沸騰器システムを含むか又はそれに組み込まれることになる。再沸騰器を有するこの分別カラムの典型的な設計では、再沸騰器の熱負荷は、加圧ＬＮＧストリームを分別カラムの入口弁内で膨張させる前に加圧ＬＮＧストリームとのカラムの液体底部の間接熱伝達によって得られる。

分別カラムは、単純なエンドフラッシュ分離器と比較してＬＮＧストリームから窒素を分離するためのより効率的な方法を提供する。しかし、カラム塔頂から得られるエンドフラッシュガスは、有意な濃度の窒素を含むことになる。エンドフラッシュガスは、典型的なＬＮＧプラント内でガスタービンのための主燃料として機能する。航空派生型ガスタービンのようなガスタービンは、燃料ガス内の窒素濃度に関して１０又は２０ｍｏｌ％よりも多くないという制約がある場合がある。分別カラム塔頂からのエンドフラッシュガスは、典型的な航空派生型ガスタービンの濃度限界よりも有意に高い窒素濃度を有する場合がある。例えば、約４ｍｏｌ％の窒素濃度を有する加圧ＬＮＧストリームは、３０ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するカラム塔頂蒸気を生成することになる。高い窒素濃度を有するエンドフラッシュガスは、多くの場合に、窒素除去ユニット（ＮＲＵ）に向けられる。ＮＲＵでは、窒素は、メタンから分離され、ａ）大気に放出することができる炭化水素が十分に少ない窒素ストリームと、ｂ）エンドフラッシュガスを燃料ガスとしての使用に適するものにするために低減された窒素濃度を有するメタンリッチストリームとを生成する。ＮＲＵに対する必要性により、処理機器の量とＬＮＧプラントのフットプリントとが増大する。施設及びフットプリントの増大は、沖合ＬＮＧプロジェクト及び／又は遠隔地域ＬＮＧプロジェクトに対して高い資本コストをもたらす。

エンドフラッシュガスの窒素濃度が高い場合に、ある一定の条件に対してＮＲＵに対する必要性を回避することができる。エンドフラッシュガスが典型的にガスタービンに必要とされる圧力よりも高い圧力まで圧縮される場合に、一部の航空派生型ガスタービンは、高い窒素濃度を有するエンドフラッシュガスを使用して作動可能であることが明らかにされている。例えば、Ｔｒｅｎｔ−６０航空派生型ガスタービンは、その燃焼圧力を典型的な５０ｂａｒから約７０ｂａｒまで増大する場合に、４０ｍｏｌ％までの窒素を含む燃料ガスで作動可能であることが示されている。この場合に、より高圧の燃料ガスシステムが、ＮＲＵの使用に対する代替手法を提供する。この代替手法は、ＮＲＵの全ての機器及び追加のフットプリントを排除するという利点を有する。しかし、それは、エンドフラッシュガス圧縮及び／又は燃料ガス圧縮に必要な電力を増大させるという欠点を有する。これに加えて、この代替手法は、ＮＲＵによって提供される作動の柔軟性に比べて、ＬＮＧの窒素濃度変化に対して柔軟性がないという欠点を有する。

図１は、ＬＮＧ液化システムと共に使用することができる従来型エンドフラッシュガスシステム１００を示している。主ＬＮＧ極低温熱交換器（図示せず）からの加圧ＬＮＧストリーム１０２は、油圧タービン１０４を通って流れ、その圧力を部分的に低減して加圧ＬＮＧストリーム１０２を更に冷却する。冷却された加圧ＬＮＧストリーム１０６は、次に、ＬＮＧ分別カラム１１０に関連付けられた再沸騰器１０８内でサブクールされる。ＬＮＧ分別カラム１１０の液体底部ストリーム１１２は、冷却加圧ＬＮＧストリーム１０６と熱交換することによって再沸騰器１０８内で部分的に蒸発する。再沸騰器１０８からの蒸気は、液体ストリームから分離され、ＬＮＧストリーム１２２内の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用される剥離ガスストリーム１１４としてＬＮＧ分別カラム１１０に向けて戻される。サブクール加圧ＬＮＧストリーム１１６をＬＮＧ分別カラムの入口弁１１８内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物ストリーム１２０を生成する。２相混合物ストリーム１２０は、ＬＮＧ分別カラム１１０の上側段に向けられる。再沸騰器１０８からの分離液体は、１ｍｏｌ％未満の窒素を有するＬＮＧストリーム１２２である。次に、ＬＮＧストリーム１２２は、貯蔵タンク１２４にポンプで送り込まれる。ＬＮＧ分別カラム１１０の塔頂ストリーム内のガスは、エンドフラッシュガスストリーム１２６と呼ばれる。エンドフラッシュガスストリーム１２６は、処理された天然ガスストリーム１２８と熱交換器１３０内で熱交換して天然ガスを凝縮させ、加圧ＬＮＧストリーム１０２と混合することができる追加の加圧ＬＮＧストリーム１３２を生成する。加温されたエンドフラッシュガスストリーム１３４は熱交換器１３０を出て、燃料ガス１３８としての使用に適する圧力まで圧縮システム１３６内で圧縮される。

エンドフラッシュガスシステム１００は、生成されるエンドフラッシュガスの量を低減しながら、１ｍｏｌ％未満の窒素濃度を有するＬＮＧを生産することができる。しかし、窒素濃度が３ｍｏｌ％を超える加圧ＬＮＧストリームの場合に、エンドフラッシュガスの窒素濃度は２０ｍｏｌ％を超える場合がある。エンドフラッシュガス内の高い窒素濃度は、エンドフラッシュガスを航空派生型ガスタービンのための燃料ガスとしての使用に適さないものにする場合がある。ガスタービン内での使用に適するメタン濃度の燃料ガスを生成するために、ＮＲＵの追加が必要な場合がある。

図２は、エンドフラッシュガスシステム２００内のＬＮＧからの窒素分離のためのシステムを示し、米国特許第２０１２／０２８５１９６号明細書に開示するシステムと構造が類似のものである。エンドフラッシュガスシステム１００と同様に、主ＬＮＧ極低温熱交換器（図示せず）からの加圧ＬＮＧストリーム２０２は、油圧タービン２０４を通って流れ、その圧力を部分的に低減して加圧ＬＮＧストリーム２０２を更に冷却する。冷却加圧ＬＮＧストリーム２０６は、次に、ＬＮＧ分別カラム２１０に関連付けられた再沸騰器２０８内でサブクールされる。ＬＮＧ分別カラム２１０の液体底部ストリーム２１２は、冷却加圧ＬＮＧストリーム２０６と熱交換することによって再沸騰器２０８内で部分的に蒸発する。カラム再沸騰器からの蒸気は、液体ストリームから分離され、ＬＮＧストリーム内の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用される剥離ガスストリーム２１４としてＬＮＧ分別カラム２１０に向けて戻される。サブクール加圧ＬＮＧストリーム２１６をＬＮＧ分別カラム２１０の入口弁２１８内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物ストリーム２２０生成する。２相混合物ストリーム２２０は、ＬＮＧ分別カラム２１０の上側段に向けられる。再沸騰器２０８からの分離液体は、１ｍｏｌ％未満の窒素を有するＬＮＧストリーム２２２である。ＬＮＧストリーム２２２は、それが部分的に蒸発してカラム還流ストリーム２２６に対する冷却負荷の一部を提供する第１の熱交換器２２４に向けることができる。ＬＮＧタンク２２８に貯蔵する前のＬＮＧストリーム２２２の部分的な蒸発は、ボイルオフガス（ＢＯＧ）圧縮器２３０の必要性を有意に増大する。例えば、ＢＯＧ圧縮器２３０へのＢＯＧ体積流量は、従来型エンドフラッシュガスシステムに従うＢＯＧ圧縮器のそれよりも６倍大きくなる場合がある。ＬＮＧ分別カラム２１０からのエンドフラッシュガス２３２は、最初に、それがカラム還流ストリーム２２６の凝縮を助けることによって中間温度まで温められる第１の熱交換器２２４に向けられる。中間温度エンドフラッシュガスストリーム２３４は、次に、還流ストリーム２３６と冷熱窒素放出ストリーム２３８に分割される。還流ストリーム２３６は、第１の還流ストリーム圧縮器２４０内で圧縮されて第１の冷却器２４２内で環境によって冷却することができ、第２の還流ストリーム圧縮器２４４内で更に圧縮されて第２の冷却器２４６内で環境によって冷却され、ＬＮＧ分別カラム２１０に入る２相還流ストリーム２２６を生成するのに必要な冷媒の一部を提供することができる。圧縮されて環境によって冷却された還流ストリーム２４８は、第２の熱交換器２５０内で冷熱窒素放出ストリーム２３８との間接熱交換によって更に冷却され、冷熱還流ストリーム２５２を生成する。冷熱還流ストリーム２５２は、次に、第１の熱交換器２２４内でＬＮＧストリーム２２２及びエンドフラッシュガスストリーム２３４との間接熱交換によって凝縮されてサブクールされる。凝縮されてサブクールされた還流ストリーム２２６は、分別２１０カラムの入口弁２５４内で膨張し、分別カラム２１０に入る窒素リッチ２相還流ストリーム２５６を生成する。

図２に示すシステムは、エンドフラッシュガスストリームが２ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満のメタン濃度を有することを可能にする精留セクションを追加し、続いてエンドフラッシュガスの一部を窒素放出ストリーム２５８として環境に放出することを可能にする。図２に示すシステムは、個別のＮＲＵシステムを追加することなく、窒素放出ストリームと低窒素燃料ガスストリームを生成する。窒素濃度が５から３ｍｏｌ％の加圧ＬＮＧストリームの場合に、従来型エンドフラッシュガスシステムは、窒素濃度が２０ｍｏｌ％を超えるが４０ｍｏｌ％未満のエンドフラッシュガスを生成することになる。この高窒素含有量エンドフラッシュガスは、適切な条件下で航空派生型ガスタービンでの使用に依然として適することが示されている。ただし、従来型エンドフラッシュガスシステムが、ガスタービン内の燃焼に適する燃料ガスを依然として産み出すことができる場合に、図２に示すシステムは、従来型エンドフラッシュガスシステムよりも３分の１多い圧縮電力を必要とするという欠点を有する。図２に示すシステムは、従来型エンドフラッシュガスシステムと比較して、ＬＮＧ生産が約６％減少するという追加の欠点を有する。

米国仮特許出願第６２／２６６，９７９号明細書 米国仮特許出願第６２／２６６，９８３号明細書 米国仮特許出願第６２／６２２，９８５号明細書 米国特許第２０１２／０２８５１９６号明細書 米国仮特許出願第６２／１９２，６５７号明細書

ＬＮＧから窒素を分離するための公知の方法は、沖合及び／又は遠隔地域ＬＮＧプロジェクトに対しては困難を伴う。この理由のために、上述の方法よりも生産現場処理機器及びフットプリントが有意に少なくて済む１ｍｏｌ％を超える窒素を含むＬＮＧストリームから窒素を分離する方法を開発する必要性が存在する。エンドフラッシュガスストリーム及びボイルオフガスストリーム内の炭化水素を再凝縮させることによってＬＮＧ生産を増大するエンドフラッシュガスシステムを開発する更に別の必要性が存在する。

本発明の開示は、１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するＬＮＧストリームから窒素を分離する方法を提供する。１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有する加圧ＬＮＧストリームが、液化施設で天然ガスを液化することによって生成される。ＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生成された少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）ストリームが、貯蔵タンクから受け入れられる。加圧ＬＮＧストリームは、分離容器内で蒸気ストリームと液体ストリームに分離される。蒸気ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも高い窒素濃度を有する。液体ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する。１又は２以上のＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つは、分離容器に向けられる。

本発明の開示はまた、液化天然ガス（ＬＮＧ）液化施設で生成された加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）を処理するためのシステムを提供し、ＬＮＧは、１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有する。分離容器が、加圧ＬＮＧストリームを蒸気ストリームと液体ストリームに分離し、蒸気ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも高い窒素濃度を有し、液体ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する。ＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生成された液化窒素（ＬＩＮ）ストリームが、分離容器の中に誘導される。

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。

公知のエンドフラッシュガスシステムを示す概略図である。 別の公知のエンドフラッシュガスシステムを示す概略図である。 ＬＮＧ入口温度に対するＬＮＧ生産の増加の関係を示すグラフである。 開示する態様によるエンドフラッシュガスシステムの概略図である。 開示する態様によるエンドフラッシュガスシステムの概略図である。 開示する態様によるエンドフラッシュガスシステムの概略図である。 開示する態様によるエンドフラッシュガスシステムの概略図である。 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。

複数形ではない表記も、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。

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℃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）ＬＮＧからの窒素及びヘリウムのような軽い成分の除去、（ｅ）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（ｆ）天然ガス消費者に配給することができる加圧天然ガスストリームを形成するため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。本明細書に開示する態様は、一般的に、液体窒素（ＬＩＮ）を使用して天然ガスを液化する段階を伴う。一般的に、ＬＩＮを使用してＬＮＧを生産する段階は、上述の段階ｃ）が、開ループ冷凍源として有意な量のＬＩＮを使用する天然ガス液化工程によって置換され、かつ上述の段階ｆ）をその後にリソース場所まで輸送されてＬＮＧ生産のための冷凍源として使用することができるＬＩＮを形成するために極低温ＬＮＧのエネルギを使用して窒素ガスの液化を促進するように修正することができる従来にないＬＮＧサイクルである。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。

開示する態様は、より具体的は、ＬＮＧストリームからの窒素分離に役立つように上述の段階ｄ）が液体窒素の使用を含むように修正される方法を説明する。開示する態様により、方法は、ＬＮＧプラントから地理的に離れた場所で生成された液体窒素を受け入れる段階を含む。１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するＬＮＧストリームは、そのＬＮＧストリームを蒸気ストリームと液体ストリームに分離するのに使用される１又は２以上の分離容器に向けられ、蒸気ストリームはＬＮＧストリームよりも高い窒素濃度を有し、液体ストリームは液体ＬＮＧストリームよりも低い窒素濃度を有する。１又は２以上の液体窒素ストリームは、ＬＮＧから窒素を分離するのに使用される分離容器のうちの１又は２以上に向けられる。分離容器は、分別カラム、蒸留カラム、吸着カラム、垂直分離容器、水平分離容器、又はその組合せである場合がある。分離容器は、蒸気ストリームを液体ストリームから分離するのに使用される公知の処理機器のいずれかとすることができる。分離容器は、直列に、並列に、又は直列及び並列配置の組合せに配置することができる。

一態様では、窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える天然ガスを液化して加圧ＬＮＧストリームを形成することができる。ガス処理施設内の液化工程からの加圧ＬＮＧストリームは、油圧タービンを通って流れ、部分的にその圧力を低減してストリームを更に冷却することができる。次に加圧ＬＮＧストリームを分別カラム再沸騰器内でサブクールすることができ、ここで、カラムの液体底部は、加圧ＬＮＧストリームと熱交換することによって部分的に蒸発する。カラム再沸騰器からの蒸気は、液体ストリームから分離され、ＬＮＧストリーム内の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用される剥離ガスストリームとして分別カラム２１０に向けて戻すことができる。サブクール加圧ＬＮＧストリームを分別カラムの入口バルブ内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、より好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物を生成することができる。２相混合物は、分別カラムの上側段に向けることができる。カラム再沸騰器からの分離液体は、１ｍｏｌ％未満の窒素を有するＬＮＧストリームである。ＬＮＧストリームは、１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンクにポンプで送り込むことができる。１又は２以上のＬＩＮ貯蔵タンクからの液体窒素（ＬＩＮ）を分別カラム内の１又は２以上の段にポンプで送り込み、分別カラムの上側段で炭化水素の大部分を凝縮させるカラム還流を形成することができる。カラムの塔頂を出て行くエンドフラッシュガスは、２ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができ、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができる。エンドフラッシュガスは、処理された天然ガスストリームと熱交換して、主加圧ＬＮＧストリームと混合することができる追加の加圧ＬＮＧを生成することができる。加温されたエンドフラッシュガスは、窒素放出ガスとして環境に放出することができる。

４．５ｍｏｌ％の窒素濃度を有する加圧ＬＮＧストリームの場合に、この提案のエンドフラッシュガスシステムに対する液体窒素要件は、生産されるＬＮＧの１トン当たり約０．２３トンの液体窒素である。この提案のエンドフラッシュガスシステムは、全体のＬＮＧ生産を約１１％増大する。これは、「余分」ＬＮＧに対する有効液体窒素の質量比が約２．３という結果をもたらす。このエンドフラッシュガスシステムは、エンドフラッシュガスの圧縮が必要とされないので、機器総数を有意に低減するという利点を有する。公知のシステムとは対照的に、本明細書に開示するボイルオフガスシステムは、この提案のエンドフラッシュガスシステムによって影響を受けることが少ない。開示する態様は、ガスタービンに使用される燃料ガスがボイルオフガス及び／又は供給ガスに由来するという追加の利点を有する。これらの燃料ガスストリームは共に窒素濃度が低く、それによってガスタービンのための燃料ガスとしてより適するものにすることができる。

開示する態様では、窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える天然ガスを液化して加圧ＬＮＧストリームを形成することができる。加圧ＬＮＧストリームは油圧タービンを通って流れ、部分的にその圧力を低減してストリームを更に冷却することができる。次に、加圧ＬＮＧストリームをＬＮＧ分別カラム再沸騰器内でサブクールすることができ、ここで、カラムの液体底部は加圧ＬＮＧストリームと熱交換することによって部分的に蒸発する。このカラム再沸騰器からの蒸気を液体ストリームから分離して、ＬＮＧストリーム内の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用される剥離ガスとしてＬＮＧ分別カラムに向けて戻すことができる。サブクール加圧ＬＮＧストリームをＬＮＧ分別カラムの入口バルブ内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物を生成することができる。２相混合物は、ＬＮＧ分別カラムの上側段に向けることができる。カラム再沸騰器からの分離液体は、１ｍｏｌ％未満の窒素を有するＬＮＧストリームである。ＬＮＧストリームは、１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンクにポンプで送り込むことができる。ＬＮＧ分別カラムの塔頂を出て行くエンドフラッシュガスは、１又は２以上のＬＩＮ貯蔵タンクからのＬＩＮの第１のストリームとの間接熱交換により、エンドフラッシュガス凝縮器内で部分的に凝縮させることができる。部分的に凝縮したエンドフラッシュガスは、窒素拒絶カラムと呼ばれる第２の分別カラムの上側段に向けることができる。１又は２以上のＬＩＮ貯蔵タンクからの液体窒素の第２のストリームは、窒素拒絶カラム内の１又は２以上の段にポンプで送り込まれ、窒素拒絶カラムの上側段の炭化水素の大部分を凝縮させるように作用するこのカラムの還流ストリームを形成することができる。液体窒素の第２のストリームの質量流れは、好ましくは液体窒素の第１のストリームの質量流れの１０重量％未満、又はより好ましくは液体窒素の第１のストリームの質量流れの５重量％未満であるものとすることができる。１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガスは、窒素拒絶カラムの底部段に向けられ、窒素拒絶カラムの底部段内で剥離ガスとして作用することができる。ボイルオフガス内の炭化水素も、窒素拒絶カラム内で凝縮させることができる。窒素拒絶カラムからのメタンリッチ液体は、ＬＮＧ分別カラムに対する還流ストリームとしてＬＮＧ分別カラムにポンプで送り込むことができる。窒素拒絶カラムからの塔頂ガスは、２ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができる。窒素拒絶カラムからの塔頂ガス及びエンドフラッシュガス凝縮器からの蒸発した液体窒素ストリームは、処理された天然ガスストリームと熱交換して、主加圧ＬＮＧストリームと混合することができる追加の加圧ＬＮＧを生成することができる。加温窒素ストリームは、次に、窒素放出ガスとして環境に放出されるか又はガス処理施設内の他の工程に使用することができる。

４．５ｍｏｌ％の窒素濃度を有する加圧ＬＮＧストリームの場合に、この提案のエンドフラッシュガスシステムの液体窒素要件は、生産されるＬＮＧの１トン当たり約０．２１トンの液体窒素である。本明細書に説明するエンドフラッシュガスシステムは、全体のＬＮＧ生産を約１２％増大する。これは、「余分」ＬＮＧに対する有効液体窒素の質量比が約２．０という結果をもたらす。本明細書に説明するエンドフラッシュガスシステムは、エンドフラッシュガスの圧縮が必要とされないので、エンドフラッシュガスシステムの機器総数を低減する。更に、本明細書に説明するエンドフラッシュガスシステムは、ＢＯＧ内の炭化水素が窒素拒絶カラム内で凝縮するので、ボイルオフガス圧縮システムを排除する。更に、開示する態様は、ガスタービンに使用される燃料ガスが、高圧及び高メタン濃度で燃料ガスシステムが受け入れる供給天然ガスに由来するという利点を有する。これに加えて、供給天然ガスは、ガスタービンのための燃料として使用される前に、水及び酸性ガス除去の前処理段階を受ける必要がない場合がある。

別の態様では、追加の液体窒素をエンドフラッシュガスシステムに使用して、フロントエンド液化工程における加圧ＬＮＧストリームに必要とされる冷却を低減することができる。窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える天然ガスをガス処理施設の液化工程で液化し、加圧ＬＮＧストリームを形成することができる。加圧ＬＮＧストリームは、−１００〜−１５０℃の範囲の温度を有することができ、又はより好ましくは、加圧ＬＮＧストリームは、−１１０〜−１４０℃の範囲の温度を有することができる。フロントエンド液化工程の主極低温熱交換器からの加圧ＬＮＧストリームは、油圧タービンを通って流れ、部分的にその圧力を低減してストリームを冷却することができる。次に、加圧ＬＮＧストリームは、ＬＮＧ分別カラムに関連付けられた再沸騰器内でサブクールすることができ、ここで、分別カラムの液体底部は、加圧ＬＮＧストリームと熱交換することによって部分的に蒸発する。ＬＮＧ分別カラム再沸騰器からの蒸気を液体ストリームから分離して、ＬＮＧストリーム内の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用される剥離ガスとしてＬＮＧ分別カラムに向けて戻すことができる。サブクール加圧ＬＮＧストリームは、エンドフラッシュガス凝縮器から来る部分的に蒸発した液体窒素ストリームとの間接熱交換によって更にサブクールすることができる。次に、更にサブクールされた加圧ＬＮＧストリームをＬＮＧ分別カラムの入口バルブ内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物を生成することができる。２相混合物は、ＬＮＧ分別カラムの上側段に向けることができる。カラム再沸騰器からの分離液体は、１ｍｏｌ％未満の窒素を有するＬＮＧストリームである。ＬＮＧストリームを１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンクにポンプで送り込むことができる。カラムの塔頂を出て行くエンドフラッシュガスは、ＬＩＮ貯蔵タンクからの液体窒素の第１のストリームとの間接熱交換により、エンドフラッシュガス凝縮器内で部分的に凝縮させることができる。エンドフラッシュガス凝縮器への液体窒素の第１のストリームの質量流れは、凝縮器を出た後にその液体窒素ストリームの一部だけが蒸発するのに十分である。部分的に凝縮したエンドフラッシュガスは、窒素拒絶カラムと呼ばれる第２の分別カラムの上側段に向けることができる。ＬＩＮ貯蔵タンクからの液体窒素の第２のストリームは、窒素拒絶カラム内の１又は２以上の段にポンプで送り込まれ、窒素拒絶カラムの上側段の炭化水素の大部分を凝縮させるように作用するこのカラムの還流ストリームを形成することができる。ＬＩＮの第２のストリームの質量流れは、好ましくは液体窒素の第１のストリームの質量流れの１０重量％未満、又はより好ましくはＬＩＮの第１のストリームの質量流れの５重量％未満である。ＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガス（ＢＯＧ）は、窒素拒絶カラムの底部段に向けられて、窒素拒絶カラムの底部段内で剥離ガスとして作用することができる。ＢＯＧ内の炭化水素も、窒素拒絶カラム内で凝縮させることができる。窒素拒絶カラムからのメタンリッチ液体は、ＬＮＧ分別カラムに対する還流ストリームとしてＬＮＧ分別カラムにポンプで送り込むことができる。窒素拒絶カラムからの塔頂ガスは、２ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができる。窒素拒絶カラムからの塔頂ガスは、処理された天然ガスストリームと熱交換して、ＬＮＧ分別カラムのいずれかの段の中に直接膨張させることができる追加の加圧ＬＮＧを生成することができる。加温された塔頂ガスストリームは、次に、窒素放出ガスとして環境に放出することができ、又はガス処理施設内の他の工程に使用することができる。エンドフラッシュガス凝縮器からの部分的に蒸発した第１の液体窒素ストリームは、液体窒素サブクーラー内で完全に蒸発させることができる。蒸発した第１の液体窒素ストリームは、処理された天然ガスストリームと熱交換して、主加圧ＬＮＧストリームと混合することができる追加の加圧ＬＮＧを生成することができる。加温窒素ストリームは、次に、窒素放出ガスとして環境に放出することができ、又はガス処理施設内の他の工程に使用される。

図３は、データ点の第１セット３０１が、水平軸３０４に沿って測定される加圧ＬＮＧ温度の関数として図１の公知のエンドフラッシュガスシステムと比較したＬＮＧ生産の推定パーセント増加（左垂直軸３０２に沿って測定される）を示すプロット３００である。データ点の第２セット３０３は、加圧ＬＮＧ温度の関数として、開示するエンドフラッシュガスシステムのＬＩＮ対ＬＮＧ比（右垂直軸３０６に沿って測定される）を示している。開示するエンドフラッシュガスシステムは、主冷凍ユニットに必要な圧縮電力を増大することなく、かつ必要とされる上甲板空間を増大することなく、ＬＮＧ生産の大幅な増加を可能にするという利点を有する。

図４は、本発明の開示の態様によるエンドフラッシュガスシステム４００の図である。窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える天然ガスをガス処理施設（図示せず）の液化工程で液化して、加圧ＬＮＧストリーム４０２を形成することができる。加圧ＬＮＧストリーム４０２は油圧タービン４０４を通って流れ、部分的にその圧力を低減して加圧ＬＮＧストリームを更に冷却することができる。次に、冷却加圧ＬＮＧストリーム４０６は、分別カラム４１０として図４に示す分離容器に関連付けられた再沸騰器４０８でサブクールすることができる。ＬＮＧ分別カラム４１０の液体底部ストリーム４１２は、冷却加圧ＬＮＧストリーム４０６と熱交換することによって部分的に蒸発させることができる。再沸騰器４０８からの蒸気は、液体ストリームから分離され、ＬＮＧストリーム４２２の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用することができる剥離（ストリッピング）ガスストリーム４１４としてＬＮＧ分別カラム４１０に向けて戻すことができる。サブクール加圧ＬＮＧストリーム４１６をＬＮＧ分別カラム４１０の入口弁４１８内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物ストリーム４２０生成する。２相混合物ストリーム４２０は、ＬＮＧ分別カラム４１０の上側段に向けることができる。再沸騰器４０８からの分離液体は、ＬＮＧストリーム４２２であり、１ｍｏｌ％未満の窒素という組成を有することができる。ＬＮＧストリーム４２２は、１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンク４２４に向けることができる。１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガス（ＢＯＧ）ストリーム４２５をＢＯＧ圧縮器４２７で圧縮して、圧縮燃料ガスストリーム４２９を生成することができる。

１又は２以上のポンプ４２８を使用して、液体窒素（ＬＩＮ）ストリーム４２６を、分別カラム４１０内の１又は２以上の段にポンプで送り込み、分別カラム４１０の上側段で炭化水素の大部分を凝縮させるカラム還流を形成することができる。ＬＩＮストリーム内のＬＩＮは、エンドフラッシュガスシステム４００から地理的に離れた場所で生成される。ＬＩＮの生成場所は、エンドフラッシュガスシステムから５０マイル、又は１００マイル、又は２００マイル、又は５００マイル、又は１，０００マイル、又は１，０００マイルを超えて離れている場合がある。分別カラム４１０の塔頂を出て行くエンドフラッシュガスストリーム４３０は、２ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができ、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができる。エンドフラッシュガスストリーム４３０は、処理された天然ガスストリーム４３２と１又は２以上の熱交換器４３１内で熱交換して天然ガスを凝縮させ、加圧ＬＮＧストリーム４０２と混合することができる追加の加圧ＬＮＧストリーム４３４を生成する。加温されたエンドフラッシュガスストリームは、窒素放出ガスストリーム４３８として環境に放出することができる。

図５は、本発明の開示の別の態様によるエンドフラッシュガスシステム５００の図である。窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える天然ガスをガス処理施設（図示せず）の液化工程で液化して加圧ＬＮＧストリーム５０２を形成することができる。加圧ＬＮＧストリーム５０２は油圧タービン５０４を通って流れ、部分的にその圧力を低減して加圧ＬＮＧストリーム５０２を更に冷却することができる。次に、冷却加圧ＬＮＧストリーム５０６は、図５に分別カラムＬＮＧ５１０として示す分離容器に関連付けられた再沸騰器５０８でサブクールすることができる。ＬＮＧ分別カラム５１０の液体底部ストリーム５１２は、冷却加圧ＬＮＧストリーム５０６と熱交換することによって部分的に蒸発させることができる。再沸騰器５０８からの蒸気は液体ストリームから分離され、ＬＮＧストリーム５２２の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用することができる剥離ガスストリーム５１４としてＬＮＧ分別カラム５１０に向けて戻すことができる。サブクール加圧ＬＮＧストリーム５１６をＬＮＧ分別カラム５１０の入口弁５１８内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物ストリーム５２０生成する。２相混合物ストリーム５２０は、ＬＮＧ分別カラム５１０の上側段に向けることができる。再沸騰器５０８からの分離液体はＬＮＧストリーム５２２であり、１ｍｏｌ％未満の窒素という組成を有することができる。ＬＮＧストリーム５２２は、１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンク５２４に向けることができる。

ＬＮＧ分別カラム５１０の塔頂を出て行くエンドフラッシュガスストリーム５２６は、１又は２以上のポンプ５３４を使用して１又は２以上のＬＩＮ貯蔵タンク５３２のようなＬＩＮ源から送り込まれた第１の液体窒素（ＬＩＮ）ストリーム５３０との間接熱交換により、エンドフラッシュガス凝縮器５２８内で部分的に凝縮させることができる。ＬＩＮ源内のＬＩＮは、エンドフラッシュガスシステム５００から地理的に離れた場所で生成される。ＬＩＮの生成場所は、エンドフラッシュガスシステムから５０マイル、又は１００マイル、又は２００マイル、又は５００マイル、又は１，０００マイル、又は１，０００マイルを超えて離れている場合がある。部分的に凝縮したエンドフラッシュガスストリーム５３６は、本明細書では窒素拒絶カラム５３８と呼ぶ第２の分別カラムとして示される第２の分離容器の上側段に向けることができる。１又は２以上の貯蔵タンク５３２のような第１のＬＩＮストリームを提供するものと同じＬＩＮ源とすることができるが、ＬＩＮ源からの第２のＬＩＮストリーム５４０は、１又は２以上のポンプ５４２を使用して窒素拒絶カラム５３８内の１又は２以上の段に送り込むことができ、それによって窒素拒絶カラム５３８の上側段で炭化水素の大部分を凝縮させるこのカラムの還流ストリームを形成する。第２のＬＩＮストリーム５４０の質量流れは、好ましくは第１のＬＩＮストリーム５３０の質量流れの１０重量％未満、又はより好ましくは第１のＬＩＮストリーム５３０の質量流れの５重量％未満である。１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガス（ＢＯＧ）ストリーム５４４は、窒素拒絶カラム５３８の底部段に向けられ、そこで剥離ガスとして作用することができる。ボイルオフガスストリーム５４４内の炭化水素も、窒素拒絶カラム５３８で凝縮させることができる。窒素拒絶カラム５３８からのメタンリッチ液体は、１又は２以上のポンプ５４６を使用して、ＬＮＧ分別カラム５１０に対する還流ストリーム５４８としてＬＮＧ分別カラム５１０に送り込むことができる。窒素拒絶カラム５３８からの塔頂ガスストリーム５５０は、２ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができる。塔頂ガスストリーム５５０及びエンドフラッシュガス凝縮器５２８からの蒸発した液体窒素ストリーム５５２は、処理された天然ガスストリーム５５６と熱交換器５５４内で熱交換して、加圧ＬＮＧストリーム５０２と混合することができる追加の加圧ＬＮＧストリーム５５８を生成することができる。熱交換器５５４で加温された後、塔頂ガスストリーム５５０及び蒸発した液体窒素ストリーム５５２は、窒素放出ガスストリーム５６０として環境に放出することができ、又はガス処理施設内の他の工程に使用することができる。

図６は、別の態様によるエンドフラッシュガスシステム６００の図である。この態様では、追加のＬＩＮを使用して、流入する加圧ＬＮＧストリームに必要とされる冷却を低減することができる。窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える天然ガスをガス処理施設（図示せず）の液化工程で液化して、加圧ＬＮＧストリーム６０２を形成することができる。加圧ＬＮＧストリーム６０２は、−１００〜−１５０℃の範囲の温度、又は、より好ましくは、−１１０〜−１４０℃の範囲の温度を有する。加圧ＬＮＧストリーム６０２は油圧タービン６０４を通って流れ、部分的にその圧力を低減して加圧ＬＮＧストリーム６０２を更に冷却することができる。次に、冷却加圧ＬＮＧストリーム６０６をＬＮＧ分別カラム６１０として示す分離容器に関連付けられた再沸騰器６０８内でサブクールすることができる。ＬＮＧ分別カラム６１０の液体底部ストリーム６１２は、冷却加圧ＬＮＧストリーム６０６と熱交換することによって部分的に蒸発することができる。再沸騰器６０８からの蒸気は液体ストリームから分離され、ＬＮＧストリーム６２２の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用することができる剥離ガスストリーム６１４としてＬＮＧ分別カラム６１０に向けて戻すことができる。サブクール加圧ＬＮＧストリーム６１６は、部分的に蒸発した液体窒素ストリーム６２４との第１の熱交換器６１８内での間接的な熱交換よって更にサブクールされ、更にサブクールされた加圧ＬＮＧストリーム６２６を形成することができる。次に、更にサブクールされた加圧ＬＮＧストリーム６２６をＬＮＧ分別カラム６１０の入口弁６２８内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物ストリーム６３０を生成することができる。２相混合物ストリーム６３０は、ＬＮＧ分別カラム６１０の上側段に向けることができる。再沸騰器６０８からの分離液体は、１ｍｏｌ％未満の窒素を有するＬＮＧストリーム６２２である。ＬＮＧストリーム６２２は、１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンク６２３に向けることができる。

ＬＮＧ分別カラム６１０の塔頂を出て行くエンドフラッシュガスストリーム６３２は、１又は２以上のポンプ６３６を使用して１又は２以上のＬＩＮ貯蔵タンク６３７のようなＬＩＮ源から送り込まれた第１のＬＩＮストリーム６３５との間接熱交換により、エンドフラッシュガス凝縮器６３４内で部分的に凝縮させることができる。第１のＬＩＮストリーム６３５内のＬＩＮは、エンドフラッシュガスシステム６００から地理的に離れた場所で生成される。ＬＩＮの生成場所は、エンドフラッシュガスシステムから５０マイル、又は１００マイル、又は２００マイル、又は５００マイル、又は１，０００マイル、又は１，０００マイルを超えて離れている場合がある。エンドフラッシュガス凝縮器６３４への第１のＬＩＮストリーム６３５の質量流れは、エンドフラッシュガス凝縮器６３４を出た後にその第１のＬＩＮストリーム６３５の一部だけが蒸発するのに十分である。部分的に凝縮したエンドフラッシュガス６３９は、本明細書では分別カラムとして示して本明細書では窒素拒絶カラム６３８と呼ぶ第２の分離容器の上側段に向けることができる。１又は２以上のＬＩＮ貯蔵タンク６３７のようなＬＩＮ源からの第２のＬＩＮストリーム６４０は、１又は２以上のポンプ６４２を使用して窒素拒絶カラム６３８内の１又は２以上の段に送り込むことができ、それによって窒素拒絶カラム６３８の上側段で炭化水素の大部分を凝縮させるこのカラムの還流ストリームを形成する。第２のＬＩＮストリーム６４０内のＬＩＮは、エンドフラッシュガスシステム６００から地理的に離れた場所で生成される。ＬＩＮの生成場所は、エンドフラッシュガスシステムから５０マイル、又は１００マイル、又は２００マイル、又は５００マイル、又は１，０００マイル、又は１，０００マイルを超えて離れている場合がある。第２のＬＩＮストリーム６４０の質量流れは、好ましくは第１のＬＩＮストリーム６３５の質量流れの１０重量％未満、又はより好ましくは第１のＬＩＮストリーム６３５の質量流れの５重量％未満である。

１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンク６２３からのボイルオフガス（ＢＯＧ）ストリーム６４４は、窒素拒絶カラム６３８の底部段に向けられ、そこで剥離ガスとして作用することができる。ボイルオフガスストリーム６４４内の炭化水素も、窒素拒絶カラム６３８で凝縮させることができる。窒素拒絶カラム６３８からのメタンリッチ液体は、１又は２以上のポンプ６４６を使用して、ＬＮＧ分別カラム６１０に対する還流ストリーム６４８としてＬＮＧ分別カラム６１０に送り込むことができる。窒素拒絶カラム６３８からの塔頂ガスストリーム６５０は、２ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができる。塔頂ガスストリーム６５０は、第１の処理された天然ガスストリーム６５２と第２の熱交換器６５４内で熱交換して、ＬＮＧ分別カラム６１０のいずれかの段の中に直接に膨張させることができる第１の追加の加圧ＬＮＧストリーム６５６を生成することができる。加温された塔頂ガスストリーム６５８は、次に、窒素放出ガスストリームとして環境に放出されるか、又はガス処理施設の他の工程に使用することができる。

エンドフラッシュガス凝縮器６３４からの部分的に蒸発したＬＩＮストリーム６２４は、第１の熱交換器６１８内で完全に又はほぼ完全に蒸発して、蒸発した第１のＬＩＮストリーム６６０を形成することができ、それは第２の熱交換器６６２内で第２の処理された天然ガスストリーム６６４と熱交換して、第２の追加の加圧ＬＮＧストリーム６６８を生成することができる。第２の追加の加圧ＬＮＧストリーム６６８は、本明細書に説明するように、膨張器６７０を通され、加圧ＬＮＧストリーム６０２と混ぜられ、かつ加圧ＬＮＧストリーム６０２と共に処理することができる。加温窒素ストリームは、次に、第２の窒素放出ガス６７２として環境に放出することができ、又はガス処理施設の他の工程に使用される。

図７は、追加の液体窒素をエンドフラッシュガスシステム７００に使用して、フロントエンド液化工程における加圧ＬＮＧストリームに必要とされる冷却を低減することができる本発明の開示の別の態様の図である。窒素濃度が１ｍｏｌ％を超える天然ガスをガス処理施設（図示せず）の液化工程で液化して加圧ＬＮＧストリーム７０２を形成することができる。加圧ＬＮＧストリーム７０２は、−１００〜−１５０℃の範囲の温度、又はより好ましくは、−１１０〜−１４０℃の範囲の温度を有することができる。加圧ＬＮＧストリーム７０２は油圧タービン７０４を通って流れ、部分的にその圧力を低減して加圧ＬＮＧストリーム７０２を更に冷却することができる。次に、冷却加圧ＬＮＧストリーム７０６は、ＬＮＧ分別カラム７１０として示す分離容器に関連付けられた再沸騰器７０８でサブクールすることができる。ＬＮＧ分別カラム７１０の液体底部ストリーム７１２は、冷却加圧ＬＮＧストリーム７０６と熱交換することによって部分的に蒸発させることができる。再沸騰器７０８からの蒸気は液体ストリームから分離され、ＬＮＧストリーム７２６の窒素レベルを１ｍｏｌ％未満に低減するのに使用することができる剥離ガスストリーム７１４としてＬＮＧ分別カラム７１０に向けて戻すことができる。サブクール加圧ＬＮＧストリーム７１６は、更に本明細書で説明する様々な窒素ガス冷却ストリームとの窒素サブクーラー７１８内での間接的な熱交換よって更にサブクールされ、それによって更にサブクールされた加圧ＬＮＧストリーム７２０を形成することができる。窒素サブクーラー７１８はまた、第１の熱交換器と呼ばれる場合がある。次に、更にサブクールされた加圧ＬＮＧストリーム７２０をＬＮＧ分別カラム７１０の入口弁７２２内で膨張させて、好ましくは４０ｍｏｌ％未満、又はより好ましくは２０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物ストリーム７２４を生成することができる。２相混合物ストリーム７２４は、ＬＮＧ分別カラム７１０の上側段に向けることができる。カラム再沸騰器からの分離液体は、１ｍｏｌ％未満の窒素を有するＬＮＧストリーム７２６である。ＬＮＧストリーム７２６をエンドフラッシュガス凝縮器７２８とも呼ばれる第２の熱交換器で更に冷却して、サブクールされたＬＮＧストリーム７３０を形成することができる。サブクールされたＬＮＧストリーム７３０は、１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンク７３１に向けることができる。

ＬＮＧ分別カラム７１０の塔頂を出て行くエンドフラッシュガスストリーム７３２は、エンドフラッシュガス凝縮器７２８内で部分的に凝縮させて、部分的に凝縮したエンドフラッシュガスストリーム７３４を形成することができる。第１のＬＩＮストリーム７３６は、１又は２以上のポンプ７３８を使用して４００ｐｓｉを超える圧力まで汲み上げられて、高圧液体窒素ストリーム７４０を形成することができる。第１のＬＩＮストリーム７３６内のＬＩＮは、エンドフラッシュガスシステム７００から地理的に離れた場所で生成される。ＬＩＮの生成場所は、エンドフラッシュガスシステムから５０マイル、又は１００マイル、又は２００マイル、又は５００マイル、又は１，０００マイル、又は１，０００マイルを超えて離れている場合がある。高圧液体窒素ストリーム７４０は、エンドフラッシュガス凝縮器７２８内でＬＮＧストリーム７２６及びエンドフラッシュガスストリーム７３２と熱交換して、第１の中間窒素ガスストリーム７４２を形成することができる。第１の中間窒素ガスストリーム７４２は、サブクールされた加圧ＬＮＧストリーム７１６と窒素サブクーラー７１８内で熱交換して、第１の加温窒素ガスストリーム７４４を形成することができる。第１の加温窒素ガスストリーム７４４を第１の窒素膨張器７４６内で膨張させて、第１の更に冷却された窒素ガスストリーム７４８を生成することができる。第１の更に冷却された窒素ガスストリーム７４８は、エンドフラッシュガス凝縮器７２８内でＬＮＧストリーム７２６及びエンドフラッシュガスストリーム７３２と熱交換して、第２の中間窒素ガスストリーム７５０を形成することができる。第２の中間窒素ガスストリーム７５０も、サブクールされた加圧ＬＮＧストリーム７１６と窒素サブクーラー７１８内で熱交換して、第２の加温窒素ガスストリーム７５２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７５２は、第３の熱交換器７５４内で他の処理ストリームと間接的に交換した後で、２又は３以上の圧縮器段で圧縮されて圧縮窒素ガスストリーム７５６を形成することができる。２又は３以上の圧縮器段は、第１の圧縮器段７５８及び第２の圧縮器段７６０を含むことができる。第２の圧縮器段７６０は、破線７６２によって示すように、第１の窒素膨張器７４６により生成されるシャフト動力のみによって駆動することができる。第１の圧縮器段７５８は、破線７６５によって示すように、第２の窒素膨張器７６４により生成されるシャフト動力のみによって駆動することができる。各圧縮段の後で、圧縮窒素ガスストリーム７５６は、１又は２以上の冷却器７６６、７６８内で環境と間接的に熱交換することよって冷却することができる。圧縮窒素ガスストリーム７５６を第２の窒素膨張器７６４内で膨張させて、第２の更に冷却された窒素ガスストリーム７７０を生成することができる。第２の更に冷却された窒素ガスストリーム７７０は、エンドフラッシュガス凝縮器７２８内でＬＮＧストリーム７２６及びエンドフラッシュガスストリーム７３２と熱交換して、第３の中間窒素ガスストリーム７７２を形成することができる。第３の中間窒素ガスストリーム７７２は、サブクールされた加圧ＬＮＧストリーム７１６と窒素サブクーラー７１８内で熱交換して、第３の加温窒素ガスストリーム７７４を形成することができる。第３の加温窒素ガスストリーム７７４を第４の熱交換器７７６に誘導して第１の処理された天然ガスストリーム７７８を液化し、第１の追加の加圧ＬＮＧストリーム７８０を形成することができる。加圧ＬＮＧストリーム７０２の冷却よりも前に、第１の追加の加圧ＬＮＧストリーム７８０を加圧ＬＮＧストリーム７０２と混合することができる。加圧ＬＮＧストリーム７０２と混合する前に、第１の追加の加圧ＬＮＧストリーム７８０を油圧タービン７８２内で減圧することができる。第３の加温窒素ガスストリーム７７４は、第４の熱交換器７７６内で第１の処理された天然ガスストリーム７７８によって加熱され、大気に放出されるか又はガス処理施設の他の区域に使用することができる第１の窒素放出ガスストリーム７８４を形成することができる。

図７に示すように、サブクール加圧ＬＮＧストリーム７１６は、第１の中間窒素ガスストリーム７４２、第２の中間窒素ガスストリーム７５０、及び第３の中間窒素ガスストリーム７７２と窒素サブクーラー７１８内で熱交換することによって更にサブクールされ、更にサブクールされた加圧ＬＮＧ７２０を形成することができる。ＬＮＧストリーム７２６は、高圧液体窒素ストリーム７４０、第１の更に冷却された窒素ガスストリーム７４８、及び第２の更に冷却された窒素ガスストリーム７７０とエンドフラッシュガス凝縮器７２８内で熱交換することによってサブクールされ、サブクールＬＮＧストリーム７３０を形成する。更に、エンドフラッシュガスストリーム７３２は、高圧液体窒素ストリーム７４０、第１の更に冷却された窒素ガスストリーム７４８、及び第２の更に冷却された窒素ガスストリーム７７０とエンドフラッシュガス凝縮器７２８内で熱交換することによってサブクールされ、部分的に凝縮したエンドフラッシュガスストリーム７３４を形成することができる。部分的に凝縮したエンドフラッシュガスストリーム７３４は、本明細書では分別カラムとして示して窒素拒絶カラム７８６と呼ぶ第２の分離容器の上側段に向けることができる。１又は２以上のＬＩＮタンク（図示せず）のようなＬＩＮ源からの第２のＬＩＮストリーム７８８は、１又は２以上のポンプ７９０使用して、窒素拒絶カラム７８６内の１又は２以上の段にポンプで送り込むことができる。第２のＬＩＮストリーム７８８内のＬＩＮは、エンドフラッシュガスシステム７００から地理的に離れた場所で生成される。ＬＩＮの生成場所は、エンドフラッシュガスシステムから５０マイル、又は１００マイル、又は２００マイル、又は５００マイル、又は１，０００マイル、又は１，０００マイルを超えて離れている場合がある。第２のＬＩＮストリーム７８８は、窒素拒絶カラム７８６の還流ストリームを形成し、窒素拒絶カラム７８６上側段の炭化水素の大部分を凝縮させるように作用する。第２のＬＩＮストリーム７８８の質量流れは、好ましくは第１の液体窒素ストリーム７３６の質量流れの１０重量％未満、又はより好ましくは５重量％未満であるとすることができる。１又は２以上のＬＮＧ貯蔵タンク７３１からのボイルオフガスストリーム７９２は、窒素拒絶カラム７８６の底部段に向けられ、そこで剥離ガスとして作用することができる。ボイルオフガスストリーム７９２内の炭化水素も、窒素拒絶カラム７８６で凝縮させることができる。窒素拒絶カラム７８６からのメタンリッチ液体は、１又は２以上のポンプ７９３を使用して、ＬＮＧ分別カラム７１０に対する還流ストリーム７９４としてＬＮＧ分別カラム７１０に送り込むことができる。窒素拒絶カラム７８６からの塔頂ガスストリーム７９５は、２ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができ、又はより好ましくは１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有することができる。窒素拒絶カラム７８６からの塔頂ガスストリーム７９５は、第５の熱交換器７９７内で第２の処理された天然ガスストリーム７９６と熱交換して、ＬＮＧ分別カラム７１０のいずれかの段の中に直接に膨張させることができる第２の追加の加圧ＬＮＧストリーム７９８を生成することができる。第５の熱交換器７９７を通過した後で、塔頂ガスストリーム７９５は、第２の窒素放出ガスストリーム７９９として環境に放出されるか、又はガス処理施設の他の区域に使用することができる。図７に示すエンドフラッシュガスシステム７００は、図６に示すより簡単なエンドフラッシュガスシステムと比較して、ＬＩＮ要件を約２０〜２５％だけ低減する。エンドフラッシュガスシステムの最適な選択は、液体窒素のコスト及び利用可能な上甲板空間のような判断基準に依存することになる。

上記及び図４ないし図７に示す態様は、ＬＮＧと窒素を分離するための分離容器を開示している。分離容器は分別カラムとして示されているが、蒸留カラム、吸着カラム、又はそれらのあらゆる組合せのような蒸気ストリームを液体ストリームから分離するのに使用されるあらゆる公知の処理機器を含むことができる。分離容器は、水平方向又は垂直方向に向けることができる。複数の分離容器（使用する場合）は、直列に、並列に、又は直列及び並列配置の組合せに配置することができる。これに加えて、加圧ＬＮＧストリームを生成するのに使用される液化工程は、単一混合冷媒工程、プロパン予冷混合冷媒工程、カスケード冷媒工程、二重混合冷媒工程、又は膨張器ベースの液化工程である場合がある。態様では、液化工程は、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２０１５年７月１５日出願の「天然ガス供給ストリームの予冷によるＬＮＧ生産システムにおける効率の改善」という名称の米国仮特許出願第６２／１９２，６５７号明細書に開示されたＬＩＮ冷凍工程のようなＬＩＮが単独の又は主要な開ループ冷凍源として使用されるＬＩＮ冷凍工程である。

図８は、開示する態様に従って１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するＬＮＧストリームから窒素を分離する方法８００のフローチャートである。ブロック８０２において、加圧ＬＮＧストリームが液化施設内で天然ガスを液化することによって生成され、加圧ＬＮＧストリームは、１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有する。ブロック８０４において、少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）ストリームが、貯蔵タンクから受け入れられ、少なくとも１つのＬＩＮストリームが、ＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生成される。ブロック８０６において、加圧ＬＮＧストリームが分離容器内で蒸気ストリームと液体ストリームに分離される。蒸気ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも高い窒素濃度を有する。液体ストリームは、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する。ブロック８０８において、１又は２以上のＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つが分離容器に向けられる。

開示した態様は、以下の付番した段落に示す方法及びシステムのあらゆる組合せを含むことができる。以上の説明からあらゆる数の変形を考えることができるので、これを全ての可能な態様の完全なリストと見なすべきではない。

１．液化施設において、天然ガスを液化することによって１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を含む加圧ＬＮＧストリームを生成する段階と、上記ＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生成された少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）ストリームを貯蔵タンクから受け入れる段階と、分離容器内で、上記加圧ＬＮＧストリームを上記加圧ＬＮＧストリームの上記窒素濃度よりも高い窒素濃度を有する蒸気ストリームと、上記加圧ＬＮＧストリームの上記窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する液体ストリームとに分離する段階と、上記１又は２以上のＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つを上記分離容器に向ける段階とを含む１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するＬＮＧストリームから窒素を分離する方法。

２．上記液体ストリームが２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の窒素濃度を有するＬＮＧストリームである上記１の方法。

３．上記ＬＮＧストリームが上記１又は２以上のＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つとの間接熱交換によってサブクールされる上記１又は２の方法。

４．上記蒸気ストリームが２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有する冷熱窒素放出ストリームである上記１〜３のいずれかの方法。

５．上記冷熱窒素放出ストリームを使用して天然ガスストリームを液化し、追加の加圧ＬＮＧストリームと温熱窒素放出ストリームとを形成する上記４の方法。

６．上記分離容器が第１の分離容器であり、ＬＮＧボイルオフガスを第２の分離容器に向ける段階を更に含む上記１〜５のいずれかの方法。

７．上記蒸気ストリームの全て又は一部分を上記第２の分離容器に向ける段階を更に含む上記６の方法。

８．上記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つが上記第２の分離容器に向けられる上記７の方法。

９．上記第２の分離容器が、多段分離カラムであり、上記ボイルオフガスが、上記多段分離カラムのための剥離ガスであり、上記ボイルオフガス内の炭化水素が、上記多段分離カラムで凝縮する上記６の方法。

１０．上記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つが上記多段分離カラムに向けられる上記９の方法。

１１．上記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１又は２以上との間接熱交換によって上記蒸気ストリームを部分的又は完全に凝縮させ、それによって凝縮した蒸気ストリームと蒸発したＬＩＮストリームとを形成する段階を更に含む上記１〜１０のいずれかの方法。

１２．上記分離容器が第１の分離容器であり、上記蒸気ストリームが第１の蒸気ストリームであり、上記液体ストリームが第１の液体ストリームであり、方法が、上記凝縮した蒸気ストリームを第２の分離容器に誘導して第２の蒸気ストリームと第２の液体ストリームとを形成する段階を更に含む上記１１の方法。

１３．上記第２の液体ストリームを上記第１の分離容器への還流ストリームとして上記第１の分離容器に向ける段階を更に含む上記１２の方法。

１４．上記第２の蒸気ストリームに実質的に炭化水素がないように、上記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つを上記第２の分離容器に誘導して上記第２の分離容器に存在する炭化水素成分の大部分を凝縮させる段階を更に含む上記１２の方法。

１５．上記第２の蒸気ストリームが２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有する冷熱窒素放出ストリームである上記１２〜１４のいずれかの方法。

１６．上記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１又は２以上との間接熱交換によって上記加圧ＬＮＧストリームをサブクールしてサブクール加圧ＬＮＧストリームと蒸発したＬＩＮストリームとを形成する段階を更に含む上記１〜１５のいずれかの方法。

１７．上記蒸発したＬＩＮストリームを使用して天然ガスストリームを液化し、追加の加圧ＬＮＧストリームと温熱窒素放出ストリームとを形成する段階を更に含む上記８〜１１のいずれかの方法。

１８．上記温熱窒素放出ストリームを使用して１又は２以上のタービンへの入口空気を冷却する段階を更に含む上記１０〜１７のいずれかの方法。

１９．４００ｐｓｉａよりも高い圧力を有する上記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つとの間接熱交換によって上記蒸気ストリームを部分的又は完全に凝縮させて凝縮蒸気ストリームと加温窒素ガスストリームを形成する段階を更に含む上記１〜１８のいずれかの方法。

２０．少なくとも１つの膨張器サービスで上記加温窒素ガスストリームの上記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を更に含む１９の方法。

２１．上記少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームと上記蒸気ストリームとの間で熱交換して部分的又は完全に凝縮した蒸気ストリームと加温窒素ガスストリームを形成する段階を更に含む上記２０の方法。

２２．上記少なくとも１つの膨張器サービスを上記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つの圧縮器と結合させる段階を更に含む上記２０又は２１の方法。

２３．上記加圧ＬＮＧストリームが、−１００℃〜−１５０℃の範囲の温度を有する上記１〜２２のいずれかの方法。

２４．輸送されたＬＮＧストリームの再ガス化中に上記ＬＮＧストリームと熱交換することによって窒素ガスから上記少なくとも１つのＬＩＮストリームを生成する段階を更に含む上記１〜２３のいずれかの方法。

２５．加圧ＬＮＧストリームを膨張させて４０ｍｏｌ％未満の蒸気留分を有する２相混合物を生成する段階を更に含む上記１〜２４のいずれかの方法。

２６．上記加圧ＬＮＧストリームを膨張させて２０ｍｏｌモル％未満の蒸気留分を有する２相混合物を生成する段階を更に含む上記１〜２５のいずれかの方法。

２７．上記加圧ＬＮＧストリームを生成するのに使用される上記液化工程が、単一混合冷媒工程、プロパン予冷混合冷媒工程、カスケード冷媒工程、二重混合冷媒工程、又は膨張器ベースの液化工程である上記１〜２６のいずれかの方法。

２８．上記加圧ＬＮＧストリームを生成するのに使用される上記液化工程が液体窒素冷凍工程であり、液体窒素が上記液体窒素冷凍工程における開ループ冷凍源として実質的に使用される上記１〜２７のいずれかの方法。

２９．加圧ＬＮＧストリームを加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも高い窒素濃度を有する蒸気ストリームと、加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する液体ストリームとに分離するように構成された分離容器と、ＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生成されて分離容器に向けられるように構成された液化窒素（ＬＩＮ）ストリームとを含む液化天然ガス（ＬＮＧ）液化施設で生産される１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有する加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）を処理するためのシステム。

３０．上記ＬＩＮストリームとの熱交換によって上記加圧ＬＮＧストリームをサブクールするように構成された第１の熱交換器を更に含む上記２９のシステム。

３１．上記蒸気ストリームが２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有する冷熱窒素放出ストリームであり、システムが、上記冷熱窒素放出ストリームとの熱交換によって追加の加圧ＬＮＧストリームを形成するために天然ガスストリームを液化し、そこから温熱窒素放出ストリームを形成するように構成された第２の熱交換器を更に含む上記２９又は３０のシステム。

３２．上記分離容器が第１の分離容器であり、システムが、ＬＮＧボイルオフガスが向けられる第２の分離容器を更に含む上記２９〜３１のいずれかのシステム。

３３．上記蒸気ストリームの全て又は一部分が上記第２の分離容器に向けられる上記３２のシステム。

３４．上記ＬＩＮストリームの少なくとも一部が上記第２の分離容器に向けられる上記３３のシステム。

３５．上記ＬＩＮストリームの少なくとも一部との間接熱交換によって上記蒸気ストリームを部分的又は完全に凝縮させて、凝縮した蒸気ストリームと加温窒素ガスストリームとを形成する第３の熱交換器を更に含み、上記ＬＩＮストリームの上記少なくとも一部が、４００ｐｓｉａよりも高い圧力を有する上記２９〜３４のいずれかのシステム。

３６．上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ように構成された膨張器サービスを更に含む上記３５のシステム。

３７．上記少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームと上記蒸気ストリームとの間で熱交換して部分的又は完全に凝縮した蒸気ストリームと加温窒素ガスストリームとを形成する第４の熱交換器を更に含む上記３６のシステム。

３８．前記膨張器サービスに結合された圧縮器を更に含み、上記圧縮器が、上記加温窒素ガスストリームを圧縮するのに使用される上記３６又は３７のシステム。

３９．上記加圧ＬＮＧストリームが、−１００℃〜−１５０℃の範囲の温度を有する上記２９〜３８のいずれかのシステム。

４０．上記ＬＩＮストリームは、輸送されたＬＮＧストリームの再ガス化中に上記ＬＮＧストリームと熱交換することにより窒素ガスから生産される上記２９〜３９のいずれかのシステム。

４１．上記加圧ＬＮＧストリームを生成するのに使用される上記液化工程は、単一混合冷媒工程、プロパン予冷混合冷媒工程、カスケード冷媒工程、二重混合冷媒工程、又は膨張器ベースの液化工程である上記２９〜４０のいずれかのシステム。

４２．上記加圧ＬＮＧストリームを生成するのに使用される上記液化工程は、液体窒素が上記液体窒素冷凍工程における開ループ冷凍源として実質的に使用される液体窒素冷凍工程である上記２９〜４１のいずれかのシステム。

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、排除、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 (25)

1. １ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有するＬＮＧストリームから窒素を分離する方法であって、
   液化施設において、１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を含む加圧ＬＮＧストリームを、天然ガスを液化することによって生成する段階と、
   前記ＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生成された少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）ストリームを貯蔵タンクから受け入れる段階と、
   分離容器内で、前記加圧ＬＮＧストリームを該加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも高い窒素濃度を有する蒸気ストリームと、該加圧ＬＮＧストリームの該窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する液体ストリームとに分離する段階と、
   前記１又は２以上のＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つを前記分離容器に向ける段階と、を含む、
   ことを特徴とする方法。
2. 前記液体ストリームは、２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の窒素濃度を有するＬＮＧストリームである、
   請求項１に記載の方法。
3. 前記ＬＮＧストリームを前記１又は２以上のＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つとの間接熱交換によってサブクールする段階を更に含む、
   請求項１又は２に記載の方法。
4. 前記蒸気ストリームは、２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有する冷熱窒素放出ストリームであり、
   前記方法が、
   前記冷熱窒素放出ストリームを使用して天然ガスストリームを液化し、追加の加圧ＬＮＧストリーム及び温熱窒素放出ストリームを形成する段階、を更に含む、
   請求項１ないし３のいずれか１項に記載の方法。
5. 前記分離容器は、第１の分離容器であり、
   前記方法が、
   ＬＮＧボイルオフガスを第２の分離容器に向ける段階を更に含む、
   請求項１ないし４のいずれか１項に記載の方法。
6. 前記蒸気ストリームの全て又は一部分を前記第２の分離容器に向ける段階と、
   前記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つを前記第２の分離容器に向ける段階と、を更に含む、
   請求項５に記載の方法。
7. 前記第２の分離容器は、多段分離カラムであり、前記ボイルオフガスは、該多段分離カラムのための剥離ガスであり、
   前記方法が、
   前記多段分離カラム内で、前記ボイルオフガス内の炭化水素を凝縮させる段階と、
   前記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つを前記多段分離カラムに向ける段階と、を更に含む、
   請求項５に記載の方法。
8. 前記分離容器は、第１の分離容器であり、前記蒸気ストリームは、第１の蒸気ストリームであり、前記液体ストリームは、第１の液体ストリームであり、
   前記方法が、
   前記蒸気ストリームを前記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１又は２以上との間接熱交換によって部分的又は完全に凝縮させ、それによって凝縮蒸気ストリーム及び蒸発ＬＩＮストリームを形成する段階と、
   前記凝縮蒸気ストリームを第２の分離容器の中に向け第２の蒸気ストリーム及び第２の液体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７のいずれか１項に記載の方法。
9. 前記第２の液体ストリームを前記第１の分離容器の中に該第１の分離容器への還流ストリームとして誘導する段階を更に含む、
   請求項８に記載の方法。
10. 前記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つを前記第２の分離容器に誘導し、前記第２の蒸気ストリームに炭化水素が実質的に存在しないように該第２の分離容器に存在する炭化水素成分の大部分を凝縮させる段階を更に含む、
    請求項８に記載の方法。
11. 前記第２の蒸気ストリームは、２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有する冷熱窒素放出ストリームである、
    請求項９又は１０に記載の方法。
12. 前記加圧ＬＮＧストリームを前記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１又は２以上との間接熱交換によってサブクールしてサブクール加圧ＬＮＧストリーム及び蒸発ＬＩＮストリームを形成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. 前記蒸発ＬＩＮストリームを使用して天然ガスストリームを液化し、追加の加圧ＬＮＧストリーム及び温熱窒素放出ストリームを形成する段階を更に含む、
    請求項７又は８に記載の方法。
14. 前記温熱窒素放出ストリームを使用して１又は２以上のタービンへの入口空気を冷却する段階を更に含む、
    請求項７ないし１３のいずれか１項に記載の方法。
15. ４００ｐｓｉａよりも高い圧力を有する前記少なくとも１つのＬＩＮストリームのうちの１つとの間接熱交換によって、前記蒸気ストリームを部分的又は完全に凝縮させて凝縮蒸気ストリーム及び加温窒素ガスストリームを形成する段階と、
    少なくとも１つの膨張器サービス内で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蒸気ストリームの間で熱を交換して部分的又は完全に凝縮した蒸気ストリーム及び加温窒素ガスストリームを形成する段階と、
    前記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つの圧縮器に前記少なくとも１つの膨張器サービスを結合する段階と、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. 前記加圧ＬＮＧストリームは、−１００℃から−１５０℃の範囲の温度を有する、
    請求項１ないし１５のいずれか１項に記載の方法。
17. 輸送されたＬＮＧストリームと該ＬＮＧストリームの再ガス化中に熱を交換することによって窒素ガスから前記少なくとも１つのＬＩＮストリームを生成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. 前記加圧ＬＮＧストリームを膨張させて４０ｍｏｌモル％未満の蒸気留分を有する２相混合物を生成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. 前記加圧ＬＮＧストリームを膨張させて２０ｍｏｌモル％未満の蒸気留分を有する２相混合物を生成する段階を更に含む、
    請求項１ないし１８のいずれか１項に記載の方法。
20. 前記加圧ＬＮＧストリームを生成するのに使用される前記液化工程は、単一混合冷媒工程、プロパン予冷混合冷媒工程、カスケード冷媒工程、二重混合冷媒工程、又は膨張器ベースの液化工程である、
    請求項１ないし１９のいずれか１項に記載の方法。
21. 前記加圧ＬＮＧストリームを生成するのに使用される前記液化工程は、液体窒素冷凍工程であり、液体窒素が、該液体窒素冷凍工程内の開ループ冷凍源として実質的に使用される、
    請求項１ないし２０のいずれか１項に記載の方法。
22. ＬＮＧが１ｍｏｌ％よりも高い窒素濃度を有する液化天然ガス（ＬＮＧ）液化施設で生産された加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）を処理するためのシステムであって、
    前記加圧ＬＮＧストリームを該加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも高い窒素濃度を有する蒸気ストリームと、前記加圧ＬＮＧストリームの窒素濃度よりも低い窒素濃度を有する液体ストリームとに分離するように構成された分離容器と、
    前記ＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生成され、かつ前記分離容器の中に向けられるように構成された液化窒素（ＬＩＮ）ストリームと、
    前記ＬＩＮストリームとの熱交換によって前記加圧ＬＮＧストリームをサブクールするように構成された第１の熱交換器と、を備えている、
    特徴とするシステム。
23. 前記蒸気ストリームは、２ｍｏｌ％未満又は１ｍｏｌ％未満の炭化水素濃度を有する冷熱窒素放出ストリームであり、
    システムが、
    前記冷熱窒素放出ストリームとの熱交換によって天然ガスストリームを液化して追加の加圧ＬＮＧストリームを形成し、そこから温熱窒素放出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２２に記載のシステム。
24. 前記分離容器は、第１の分離容器であり、
    前記システムが、ＬＮＧボイルオフガスが向けられる第２の分離容器を更に備え、
    前記蒸気ストリームの全て又は一部分が、前記第２の分離容器に向けられ、
    前記ＬＩＮストリームの少なくとも一部が、前記第２の分離容器に向けられる、
    請求項２２に記載のシステム。
25. ４００ｐｓｉａよりも高い圧力を有する前記ＬＩＮストリームの少なくとも一部との間接熱交換によって、前記蒸気ストリームを部分的又は完全に凝縮させて凝縮蒸気ストリーム及び加温窒素ガスストリームを形成する第３の熱交換器と、
    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ように構成された膨張器サービスと、
    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蒸気ストリームの間で熱を交換して部分的又は完全に凝縮した蒸気ストリーム及び加温された窒素ガスストリームを形成する第４の熱交換器と、
    前記膨張器サービスに結合され、前記加温された窒素ガスストリームを圧縮するのに使用される圧縮器と、を更に備えている、
    請求項２３に記載のシステム。

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