JP2020507736A - 高圧圧縮及び膨張による天然ガスの予冷 - Google Patents

Abstract

液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法を開示する。天然ガスは、少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で圧縮され、かつ冷却されて冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。冷却圧縮天然ガスストリームは、周囲温度よりも低い温度まで追加冷却されて追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成し、これは、３，０００ｐｓｉａ未満であって少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張させられ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。冷えた天然ガスストリームは、冷媒との間接熱交換によって液化されて液化天然ガス及び温かい冷媒を形成する。冷却圧縮天然ガスストリームは、温かい冷媒を使用して追加冷却される。【選択図】図８

Description

〔関連出願への相互参照〕
この出願は、引用によってその全体が本明細書に組み込まれている２０１７年２月１３日出願の「高圧圧縮及び膨張による天然ガスの予冷」という名称の米国特許出願第６２／４５８，１２７号の優先権利益を主張するものである。

この出願は、引用によってその開示が全体的に本明細書に組み込まれている共通の発明者及び譲受人を有して本明細書と同等日付に出願の「天然ガス給送ストリームを予冷することによるＬＮＧ生成システム内の効率の増大」という名称の米国仮特許出願第６２／４５８，１３１号明細書に関連するものである。

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための天然ガスの液化に関し、より具体的には、主要施設の建設及び／又は保守、及び／又は従来ＬＮＧプラントの環境影響が有害である場合がある遠隔又は敏感な区域でのＬＮＧの生成に関する。

ＬＮＧ生成は、天然ガスの豊富なサプライを有する場所から天然ガスに対する力強い需要を有する遠くの場所に天然ガスを供給する急速に成長している手段である。従来のＬＮＧ生成サイクルは、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天然ガス資源の初期処理と、ｂ）自己冷凍、外部冷凍、希薄オイル、その他を含む様々な可能な方法によってプロパン、ブタン、ペンタンなどのような一部の重質炭化水素ガスの分離と、ｃ）近大気圧で約−１６０℃の液化天然ガスを形成するために実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍と、ｄ）この目的に対して設計された船舶又はタンカーでの市場場所へのＬＮＧ製品の搬送と、ｅ）天然ガス消費者に分配することができる加圧天然ガスへの再ガス化プラント内のＬＮＧの再加圧及び再ガス化とを含む。従来のＬＮＧサイクルの段階（ｃ）は、かなりの炭素及び他の放出物を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通常は必要とする。数十億という米ドルの大型資本投資及び広範なインフラストラクチャが、液化プラントの一部として必要である。従来ＬＮＧサイクルの段階（ｅ）は、低温ポンプを使用して必要な圧力までＬＮＧを再加圧する段階、及び次に中間流体を通るが最終的には海水で熱交換することにより、又はＬＮＧを加熱して蒸発させるために天然ガスの一部分を燃焼させることによってＬＮＧを加圧天然ガスに再ガス化する段階を一般的に含む。

一般的にＬＮＧ生成は公知であるが、技術改善は、効率を高めてＬＮＧ生成を追加の地理的区域に拡張する有意な機会をＬＮＧ生産者に依然として提供することができる。例えば、浮遊式ＬＮＧ（ＦＬＮＧ）は、ＬＮＧを生成するための比較的新しい技術オプションである。この技術は、バージ又は船舶のような浮遊構造体上のガス処理及び液化施設の建設を伴うものである。ＦＬＮＧは、海岸へのガスパイプラインを建設するのが経済的に実行可能でない沖合に取り残された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、遠隔の環境に敏感な及び／又は政治的に困難な領域に位置付けられた陸上及び沿岸ガス田に対して益々考慮されている。この技術は、それが生産現場で縮小した環境的フットプリントを有することで従来の陸上ＬＮＧに優るある一定の利点を有する。この技術はまた、ＬＮＧ施設の大半がより低い賃金率を有して実行リスクが低減される造船所で建設されるので、プロジェクトをより速くかつより低コストで達成することができる。

ＦＬＮＧは、従来の陸上ＬＮＧに勝るいくつかの利点を有するが、この技術の適用において有意な技術的課題が残っている。例えば、ＦＬＮＧ構造体は、多くの場合に陸上ＬＮＧプラントに利用可能であると考えられるものの４分の１未満である面積又は空間に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、その容量を維持しながら液化施設のフットプリントを縮小し、それによって全体プロジェクトコストを節減する技術を開発する必要性が存在する。いくつかの液化技術がＦＬＮＧプロジェクトに対する使用に関して提案されている。主導的技術は、単一混合冷媒（ＳＭＲ）工程、二重混合冷媒（ＤＭＲ）工程、及び膨張器ベースの（又は膨張）工程を含む。

ＤＭＲ工程とは対照的に、ＳＭＲ工程は、完全液化工程に関連付けられた全ての機器及びバルクが単一ＦＬＮＧモジュールに収まることを可能にする利点を有する。ＳＭＲ液化モジュールは、完全ＳＭＲトレインとしてＦＬＮＧ構造体の上甲板上に置かれる。この「ボックス内のＬＮＧ」概念は、それが、ＦＬＮＧ構造体が建設される場所とは異なる場所でのＳＭＲトレインの検査及び試運転を可能にするので、ＦＬＮＧプロジェクト実行にとって好ましい。それはまた、それが、賃金率が従来製作ヤードでの賃金率よりも高くなる傾向がある造船所での労働時間を短縮するので、労働コストの節減を可能にすることができる。ＳＭＲ工程は、他の混合冷媒工程と比較する時に比較的効率的、簡単、及び小型の冷凍工程であるという追加の利点を有する。更に、ＳＭＲ液化工程は、典型的に膨張器ベースの液化工程よりも１５％から２０％より効率的である。

ＦＬＮＧプロジェクトでのＬＮＧ液化に対するＳＭＲ工程の選択は、その利点を有するが、ＳＭＲ工程に対するいくつかの欠点がある。例えば、プロパンのような可燃性冷媒の必要とされる使用及び貯蔵は、ＦＬＮＧに関する損失防止問題を有意に増大させる。ＳＭＲ工程はまた、容量が制限され、これは、望ましいＬＮＧ生成に達するのに必要なトレインの数を増大する。これらの理由及びその他のために、有意な量の上甲板空間及び重量がＳＭＲトレインに必要である。上甲板空間及び重量は、ＦＬＮＧプロジェクトコストを有意に押し上げるので、ＳＭＲ液化工程を改善して上甲板空間、重量、及び複雑性を更に低減し、それによってプロジェクト経済性を改善する必要性が残っている。

膨張器ベースの工程は、それをＦＬＮＧプロジェクトに十分に適するもの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の必要なく液化を提供することである。プロパン貯蔵庫のような液体炭化水素冷媒在庫を除去することは、ＦＬＮＧプロジェクトに関する安全性懸念を有意に軽減する。混合冷媒工程と比較して膨張器ベースの工程の追加の利点は、主な冷媒が大部分は気相に残るので、膨張器ベースの工程が沖合運動に対してあまり敏感でないことである。しかし、毎年２百万トン（ＭＴＡ）よりも高いＬＮＧ生成を有するＦＬＮＧプロジェクトへの膨張器ベースの工程の適用は、混合冷媒工程の使用よりも魅力が薄れることが判明している。膨張器ベースの工程のトレインの容量は、典型的に１．５ＭＴＡ未満である。対照的に、公知の二重混合冷媒工程のもののような混合冷媒工程トレインは、５ＭＴＡよりも高いトレイン容量を有することができる。膨張器ベースの工程トレインのサイズは、その冷媒が工程全体を通してほとんど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。これらの理由のために、冷媒体積流量は、工程を通して大きく、熱交換器のサイズ及び配管は、混合冷媒工程のものよりも相応に大きい。更に、圧伸器馬力サイズの制限は、膨張器ベースの工程トレインの容量が増加する時に平行回転機械をもたらす。膨張器ベースの工程を使用するＦＬＮＧプロジェクトの生産速度は、複数の膨張器ベースのトレインが許容される場合に２ＭＴＡよりも高くすることができる。例えば、６ＭＴＡのＦＬＮＧプロジェクトに関して、６又は７以上の平行膨張器ベースの工程トレインは、必要な生産を達成するのに十分である場合がある。しかし、機器数、複雑性、及びコストは、全て複数の膨張器トレインと共に増加する。これに加えて、混合冷媒工程と比較して膨張器ベースの工程の工程単純性の仮定は、混合冷媒工程が１又は２のトレインで必要な生産速度を得ることができるのに、複数のトレインが膨張器ベースの工程に必要である場合に疑問視され始めている。これらの理由のために、膨張器ベースの工程の利点を有する高ＬＮＧ生成容量ＦＬＮＧ液化工程を開発する必要性が存在する。容器の運動がガス処理に対して有する課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更に別の必要性が存在する。

米国特許第６，４１２，３０２号明細書は、給送ガスを冷却してＬＮＧを形成するのに２つの独立閉鎖冷凍ループが使用される給送ガス膨張器ベースの工程を説明している。実施形態では、第１の閉鎖冷凍ループは、冷媒として給送ガス又は給送ガスの成分を使用する。窒素ガスは、第２の閉鎖冷凍ループに対して冷媒として使用される。この技術は、必要とする機器及び上甲板空間が、二重ループ窒素膨張器ベースの工程よりも小さい。例えば、低圧圧縮器の中への冷媒の体積流量は、二重ループ窒素膨張器ベースの工程と比較してこの技術に関しては２０から５０％小さくすることができる。しかし、この技術は、依然として１．５ＭＴＡ未満の容量に制限される。

米国特許第８，６１６，０１２号明細書は、給送ガスが閉鎖冷凍ループ内で冷媒として使用される給送ガス膨張器ベースの工程を説明している。この閉鎖冷凍ループ内で、冷媒は、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）よりも高いか又はそれに等しい又はより好ましくは２，５００ｐｓｉａ（１７，２４０ｋＰａ）よりも高い圧力まで圧縮される。次に、冷媒は、極低温を達成するために冷却されて膨張される。この冷却された冷媒は、給送ガスを温かい温度から極低温まで冷却するのに熱交換器内で使用される。次に、過冷冷却ループが、給送ガスを更に冷却してＬＮＧを形成するのに使用される。一実施形態では、過冷冷却ループは、フラッシュガスが冷媒として使用される閉ループである。この給送ガス膨張器ベースの工程は、１ＭＴＡ未満のトレイン容量範囲に制限されないという利点を有する。約６ＭＴＡのトレインサイズが考えられている。しかし、この技術は、２つの独立冷凍ループに関するその要件及び給送ガスの圧縮に起因して高い機器数及び複雑性の増加の欠点を有する。更に、高圧作動も、機器及び配管が他の膨張器ベースの工程のものよりも遥かに重くなることを意味する。

ＧＢ ２，４８６，０３６は、膨張後の気相が天然ガスを液化するのに使用される予冷膨張器ループ及び液化膨張器ループを含む開ループ冷凍サイクルである給送ガス膨張器ベースの工程を説明している。この文書によると、工程に液化膨張器を含めることは、再利用ガス率及び全体的に必要な冷凍電力を有意に低減する。この技術は、単に１タイプの冷媒が単一圧縮ストリングと共に使用されるので他の技術よりも簡単であるという利点を有する。しかし、この技術は、依然として１．５ＭＴＡ未満の容量に制限され、かつそれは、ＬＮＧ生成に対して標準機器ではない液化膨張器の使用を必要とする。この技術はまた、希薄天然ガスの液化に関して他の技術よりも効率が劣っていることが示されている。

米国特許第７，３８６，９９６号明細書は、予冷冷凍工程が主膨張器ベースの冷却回路に先行する膨張器ベースの工程を説明している。予冷冷凍工程は、カスケード配置での二酸化炭素冷凍回路を含む。二酸化炭素冷凍回路は、３つの圧力レベルで、すなわち、暖端冷却を提供する高圧レベル、中間温度冷却を提供する中圧レベル、及び二酸化炭素冷凍回路のための冷端冷却を提供する低圧レベルで主膨張器ベースの冷却回路の給送ガス及び冷媒ガスを冷却することができる。この技術は、より効率的であり、かつ予冷段階を欠く膨張器ベースの工程よりも高い生産容量を有する。この技術は、予冷冷凍サイクルが炭化水素冷媒の代わりに冷媒として二酸化炭素を使用するので、ＦＬＮＧ用途に対して追加の利点を有する。しかし、二酸化炭素冷凍回路は、追加冷媒及び実質的な量の余分な機器が導入されるので、液化工程に対して追加の複雑性という犠牲と共にもたらされる。ＦＬＮＧ用途では、二酸化炭素冷凍回路は、それ自体のモジュール内にあり、かつ予冷を複数の膨張器ベースの工程に提供するようなサイズにすることができる。この配置は、予冷モジュールと主膨張器ベースのモジュール間に有意な量のパイプ接続を必要とする欠点を有する。上記で議論した「ボックス内のＬＮＧ」利点は、もはや実現されない。

米国仮特許出願第６２／４５８，１３１号明細書 米国特許第６，４１２，３０２号明細書 米国特許第８，６１６，０１２号明細書 ＧＢ ２，４８６，０３６ 米国特許第７，３８６，９９６号明細書 米国特許公開第２０１７／０１６７７８８号明細書 米国特許公開第２０１７／０１６７７８５号明細書 米国特許公開第２０１７／０１６７７８７号明細書 米国特許公開第２０１７／０１６７７８６号明細書

すなわち、追加冷媒を必要とせず、かつＬＮＧ液化工程に有意な量の余分な機器を導入しない予冷工程を開発する必要性が残っている。液化モジュールと同じモジュールに置くことができる予冷工程を開発する追加の必要性が存在する。そのような予冷工程は、ＳＭＲ工程又は膨張器ベースの工程と共に、上甲板空間及び重量がプロジェクト経済性に有意に影響を与えるＦＬＮＧ用途に対して特に適切であると考えられる。膨張器ベースの工程の利点を有し、かつこれに加えて施設フットプリントを有意に増大することなく高いＬＮＧ生産容量を有するＬＮＧ生産工程を開発する特定の必要性が残っている。容器の運動がガス処理に対して有する課題により良く対処することができるＬＮＧ技術ソリューションを開発する更に別の必要性が存在する。そのような高い容量の膨張器ベースの液化工程は、膨張器ベースの液化工程の固有の安全性及び単純性が高く評価されるＦＬＮＧ用途に対して特に適切であると考えられる。

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法を提供する。天然ガスストリームは、天然ガスのサプライから供給される。天然ガスストリームは、少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で圧縮されて圧縮天然ガスストリームを形成することができる。圧縮天然ガスストリームは、周囲温度空気又は水との間接熱交換によって冷却されて冷却圧縮天然ガスストリームを形成することができる。冷却圧縮天然ガスストリームは、周囲温度よりも低い温度まで追加冷却されて追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成することができる。追加冷却圧縮天然ガスストリームは、３，０００ｐｓｉａ未満であって少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張させられ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成することができる。冷えた天然ガスストリームは、次に、冷媒との間接熱交換によって液化されて液化天然ガス及び温かい冷媒を形成することができる。冷却圧縮天然ガスストリームは、温かい冷媒を使用して追加冷却される。

本発明はまた、天然ガスの液化のための装置を提供する。少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が、天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する。冷却要素が、圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。熱交換器が、周囲温度よりも低い温度まで冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却し、それによって追加冷却圧縮天然ガスストリームを生成する。少なくとも１つの仕事生成膨張器が、追加冷却圧縮天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ未満であって少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。液化トレインが、冷えた天然ガスストリームを液化する。液化トレインによって使用された温かい冷媒が、熱交換器に向けられて冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却する。

本発明は、更に、浮遊式ＬＮＧ構造体を提供する。少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が、天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する。冷却要素が、圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。熱交換器が、周囲温度よりも低い温度まで冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却し、それによって追加冷却圧縮天然ガスストリームを生成する。少なくとも１つの仕事生成膨張器が、追加冷却圧縮天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ未満であって少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。液化トレインが、冷えた天然ガスストリームを液化する。液化トレインによって使用された温かい冷媒が、熱交換器に向けられて冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却する。

開示する態様による高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）モジュールの概略図である。 膨張器ベースの冷凍工程のための加熱及び冷却曲線を示すグラフである。 公知の原理による単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化モジュールの配置を示す概略図である。 開示する態様によるＳＭＲ液化モジュールの配置を示す概略図である。 開示する態様によるＨＰＣＥモジュールの概略図である。 開示する態様によるＨＰＣＥモジュール及び給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの概略図である。 開示する態様により天然ガスを液化してＬＮＧを形成する方法の流れ図である。 開示する態様による高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）モジュールの概略図である。 開示する態様によるＨＰＣＥモジュール及び給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの概略図である。 開示する態様によるＨＰＣＥモジュール及び給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの概略図である。 開示する態様によるＨＰＣＥモジュール及び給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの概略図である。 開示する態様により天然ガスを液化してＬＮＧを形成する方法の流れ図である。

本明細書に採用される定義を含む様々な特定の態様、実施形態、及びバージョンをここで以下に説明する。当業者は、そのような態様、実施形態、バージョンが例示に過ぎず、本発明を他の方法で実施することができることを認めるであろう。「本発明」へのいずれの言及も、特許請求の範囲によって定められる実施形態の１又は２以上を指す場合があるが、必ずしも全てを指すとは限らない。表題の使用は、便宜の目的のために過ぎず、本発明の範囲を制限するものではない。明瞭化及び簡略化の目的で、いくつかの図内の類似の参照番号は、類似の品目、段階、又は構造を表し、どの図においても詳細に説明されるわけではない。

本明細書の詳細説明及び特許請求の範囲の全ての数値は、「約」又は「ほぼ」の表示値によって修飾され、当業者によって予想されることになる実験誤差及び変動を考察に入れている。

本明細書に使用される場合に、用語「圧縮器」は、仕事の印加によってガスの圧力を上昇させる機械を意味する。「圧縮器」又は「冷凍圧縮器」は、ガスストリームの圧力を上昇させることができるあらゆるユニット、デバイス、又は装置を含む。これは、単一圧縮工程又は段階を有する圧縮器、又は多段圧縮又は段階を有する圧縮器、又は特に単一ケーシング又はシェル内に多段圧縮器を含む。圧縮される蒸発したストリームは、様々な圧力で圧縮器に提供することができる。冷却工程のいくつかの段又は段階は、並列、直列、又は両方の２又は３以上の圧縮器を伴う場合がある。本発明は、特にあらゆる冷凍サイクル内の１又は複数の圧縮器のタイプ又は配置又はレイアウトによって制限されない。

本明細書に使用される場合に、「冷却」は、あらゆる適切な、望ましい、又は必要な量によって物質の温度及び／又は内部エネルギを下げる及び／又は低減することを広く指す。冷却は、少なくとも約１℃、少なくとも約５℃、少なくとも約１０℃、少なくとも約１５℃、少なくとも約２５℃、少なくとも約３５℃、又は少なくとも約５０℃、又は少なくとも約７５℃、又は少なくとも約８５℃、又は少なくとも約９５℃、又は少なくとも約１００℃の温度低下を含むことができる。冷却は、蒸気発生器、温水加熱、冷却水、空気、冷媒、他の処理ストリーム（統合）、及びこれらの組合せのようなあらゆる適切なヒートシンクを使用することができる。冷却の１又は２以上の供給源は、望ましい出口温度に達するように組み合わせる及び／又はカスケードさせることができる。冷却段階は、あらゆる適切なデバイス及び／又は機器を備えた冷却ユニットを使用することができる。一部の実施形態により、冷却は、１又は２以上の熱交換器などを有する間接熱交換を含むことができる。代替形態では、冷却は、液体を処理ストリームの中に直接噴霧するような蒸発（蒸発熱）冷却及び／又は直接熱交換を使用することができる。

本明細書に使用される場合に、用語「膨張デバイス」は、一列の流体（例えば、液体ストリーム、蒸気ストリーム、又は液体及び蒸気の両方を含有する多相ストリーム）の圧力を低減するのに適切な１又は２以上のデバイスを指す。特定のタイプの膨張デバイスを具体的に定める場合を除き、膨張デバイスは、（１）少なくとも部分的に等エンタルピー手段によるものである場合があり、又は（２）少なくとも部分的に等エントロピー手段によるものである場合があり、又は（３）等エントロピー手段及び等エンタルピー手段両方の組合せとすることができる。天然ガスの等エンタルピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、以下に限定されないが、例えば、バルブ、制御バルブ、「ジュールトムソン（Ｊ−Ｔ）」バルブ、又はベンチュリデバイスのような手動又は自動作動式スロットルデバイスを含む。天然ガスの等エントロピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、そのような膨張から仕事を抽出又は駆動する膨張器又はターボ膨張器のような機器を含む。液体ストリームの等エントロピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、そのような膨張から仕事を抽出又は駆動する膨張器、油圧膨張器、液体タービン、又はターボ膨張器のような機器を含む。等エントロピー手段及び等エンタルピー手段両方の組合せの例は、並列の「ジュールトムソン」バルブ及びターボ膨張器とすることができ、これは、いずれかを単独に使用するか又はＪ−Ｔバルブ及びターボ膨張器の両方を同時に使用する機能を提供する。等エンタルピー又は等エントロピー膨張は、全ての液相、全ての蒸気相、又は混合相で行うことができ、蒸気ストリーム又は液体ストリームから多相ストリーム（蒸気及び液相の両方を有するストリーム）へ、又はその初期相とは異なる単一相ストリームへの相変化を促進するように行うことができる。本明細書の図面の説明では、あらゆる図面の１よりも多い膨張デバイスへの参照は、必ずしも各膨張デバイスが同じタイプ又はサイズであることを意味するとは限らない。

用語「ガス」は、「蒸気」と同義的に使用され、液体又は固体状態と区別して気体状態の物質又は物質の混合物として定義される。同様に、用語「液体」は、ガス又は固体状態と区別して液体状態の物質又は物質の混合物を意味する。

「熱交換器」は、少なくとも２つの異なる流体間のような１つの媒質から別の媒質に熱エネルギ又は冷熱エネルギを伝達することができるあらゆるデバイスを広く意味する。熱交換器は、「直接熱交換」と「間接熱交換」を含む。従って、熱交換器は、並流又は向流熱交換器、間接熱交換器（例えば、螺旋巻熱交換器又はろう付けアルミニウムプレートフィンタイプのようなプレートフィン熱交換器）、直接接触熱交換器、シェルアンドチューブ熱交換器、螺旋状、ヘアピン、コア、コアアンドケトル、印刷回路、二重パイプ、又はあらゆる他のタイプの公知の熱交換器のようなあらゆる適切な設計のものとすることができる。「熱交換器」はまた、それを通る１又は２以上のストリームの通路を可能にし、冷媒の１又は２以上のラインと１又は２以上の給送ストリーム間の直接又は間接熱交換に影響を及ぼすようになっているあらゆるカラム、タワー、ユニット、又は他の配置を指す場合がある。

本明細書に使用される場合に、用語「間接熱交換」は、互いに流体の何らの物理的接触又は混合なしに２つの流体を熱交換関係にもたらすことを意味する。コアインケトル熱交換器及びろう付けアルミニウムプレートフィン熱交換器は、間接熱交換を促進する機器の例である。

本明細書に使用される場合に、用語「天然ガス」は、原油田（随伴ガス）から又は地下ガス担持地層（非随伴ガス）から得られる多成分ガスを指す。天然ガスの組成及び圧力は、有意に変化する可能性がある。典型的な天然ガスストリームは、有意成分としてメタン（Ｃ₁）を含有する。天然ガスストリームはまた、エタン（Ｃ₂）、より高分子量の炭化水素、及び１又は２以上の酸性ガスを含有する場合がある。天然ガスはまた、水、窒素、硫化鉄、ワックス、及び原油のような少量の汚染物質を含有する場合がある。

ある一定の実施形態及び特徴は、１組の数値上限及び１組の数値下限を使用して説明される。いずれかの下限からいずれかの上限までの範囲がそれ以外の指示がない限り考えられている点は認めなければならない。全ての数値は、「約」又は「ほぼ」の表示値であり、当業者によって予想されることになる実験誤差及び変動を考慮している。

全ての特許、試験手順、及びこの出願で引用する他の文書は、そのような開示がこの出願にかつそのような組み込みを許容する全ての法域に反しない程度まで引用によって完全に組み込まれる。

本明細書に開示する態様は、高圧圧縮及び高圧膨張工程の給送ガスへの追加によってＬＮＧの生成のための液化工程に対して天然ガスを予冷する工程を説明する。より具体的には、本発明は、前処理天然ガスが２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）よりも高い又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高い圧力まで圧縮される工程を説明する。高温圧縮ガスは、環境と熱交換することによって冷却されて圧縮前処理ガスを形成する。冷却圧縮ガスは、周囲温度よりも低い温度まで追加冷却されて追加冷却圧縮前処理ガスストリームを形成する。追加冷却圧縮前処理ガスストリームは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力まで又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷えた前処理ガスを形成し、ここで冷えた前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力未満である。冷えた前処理ガスは、１又は２以上のＳＭＲ液化トレインに向けることができ、又は冷えた前処理ガスは、ガスが更に冷却されてＬＮＧを形成する１又は２以上の膨張器ベースの液化トレインに向けることができる。本明細書に説明する態様は、以下の特許出願：「液化窒素を使用して窒素を液化天然ガスから分離する方法及びシステム」という名称の米国特許公開第２０１７／０１６７７８８号明細書、「液体窒素を用いて強化された膨張器ベースのＬＮＧ生産工程」という名称の米国特許公開第２０１７／０１６７７８５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」という名称の米国特許公開第２０１７／０１６７７８７号明細書、及び「高圧圧縮及び膨張による天然ガスの予冷」という名称の米国特許公開第２０１７／０１６７７８６号明細書のうちの１又は２以上に関連する及び／又はそこに更に説明されており、全ては共通譲受人を有して２０１６年１１月１０日に出願されたものであり、これらの特許の開示は、引用によって全体が本明細書に組み込まれている。

図１は、予冷工程の態様を例示する図である。予冷工程は、高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）工程１００と本明細書では呼ぶ。ＨＰＣＥ工程１００は、前処理天然ガスストリーム１０４を圧縮して中間圧ガスストリーム１０６を形成する第１の圧縮器１０２を含むことができる。中間圧ガスストリーム１０６は、中間圧ガスストリーム１０６が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却中間圧ガスストリーム１１０を形成する第１の熱交換器１０８を通って流れることができる。第１の熱交換器１０８は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却中間圧ガスストリーム１１０は、第２の圧縮器１１２内で圧縮されて高圧ガスストリーム１１４を形成することができる。高圧ガスストリーム１１４の圧力は、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）よりも高い又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高いとすることができる。高圧ガスストリーム１１４は、高圧ガスストリーム１１４が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却高圧ガスストリーム１１８を形成する第２の熱交換器１１６を通って流れることができる。第２の熱交換器１１６は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却高圧ガスストリーム１１８は、膨張器１３０内で膨張されて冷えた前処理ガスストリーム１２２を形成することができる。冷えた前処理ガスストリーム１２２の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満、又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満とすることができ、冷えた前処理ガスストリーム１２２の圧力は、冷却高圧ガスストリーム１１８の圧力未満である。好ましい態様では、第２の圧縮器１１２は、破線１２４に示すように、膨張器１２０によって生成されるシャフト動力によって専ら駆動することができる。

態様では、ＳＭＲ液化工程は、ＳＭＲ液化工程の上流のＨＰＣＥ工程の追加によって強化することができる。より具体的には、この態様では、前処理天然ガスは、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）よりも高い又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高い圧力まで圧縮することができる。次に、高温圧縮ガスは、環境と熱交換することによって冷却されて圧縮前処理ガスを形成する。次に、圧縮前処理ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力まで又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷えた前処理ガスを形成し、ここで冷えた前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力未満である。次に、冷えた前処理ガスは、冷えた前処理ガスが更に冷却されてＬＮＧを形成する複数のＳＭＲ液化トレインに向けられる。

ＳＭＲトレインとＨＰＣＥ工程の組合せは、前処理天然ガスが直接ＳＭＲ液化トレインに送られる従来のＳＭＲ工程に勝るいくつかの利点を有する。例えば、ＨＰＣＥ工程を使用する天然ガスの予冷は、ＳＭＲトレイン内の与えられた馬力に対するＳＭＲトレイン内のＬＮＧ生産速度の増加を可能にする。図３及び４に関連して上述するように、各々が約５０メガワット（ＭＷ）の出力を有するガスタービンによって給電されるＳＭＲトレインは、各々１．５ＭＴＡでＬＮＧを生成する５つのトレインから各々１．９ＭＴＡの容量増加した４つのトレインに低減することができる。この与えられた例に関して、ＨＰＣＥモジュールが、ＳＭＲモジュールのうちの１つを実質的に置換している。ＨＰＣＥモジュールによる１つのＳＭＲモジュールの置換は、ＨＰＣＥモジュールがより小さくなり、軽量のものになり、かつＳＭＲモジュールよりもかなり低コストを有すると予想されるので有利である。ＳＭＲモジュールと同様に、ＨＰＣＥモジュールは、同等のサイズのガスタービンを有して圧縮動力を提供することができ、それはまた、同等量の空気又は水冷水器を有することになる。しかし、ＳＭＲモジュールとは異なり、ＨＰＣＥモジュールは、高価な主低温熱交換器を持っていない。ＳＭＲモジュール内の冷媒流れに関連付けられた容器及びパイプは、ＨＰＣＥモジュールでは取り除かれる。更に、ＨＰＣＥモジュールには高価な低温パイプがなく、全ての流体ストリームはＨＰＣＥモジュー内で単相に留まる。

別の利点は、ＳＭＲトレインの数が１つだけ減少しているので冷媒の必要な貯蔵が縮小されるということである。同様に、ガスを温かい温度冷却の大部分はＨＰＣＥモジュールで生じるので、混合冷媒の重質炭化水素成分を低減することができる。例えば、混合冷媒のプロパン成分は、ＳＭＲ工程の効率の低下がほとんどなしで取り除くことができる。

別の利点は、ＨＰＣＥ工程から冷えた前処理ガスを受け入れるＳＭＲ工程に関して、ＳＭＲ工程の蒸発冷媒の体積流量が、温かい前処理ガスを受け入れる従来のＳＭＲ工程のものよりも２５％を超えて少なくなるということである。冷媒のより低い体積流れは、主低温熱交換器のサイズ及び低圧混合冷媒圧縮器のサイズを縮小することができる。冷媒のより低い体積流量は、従来のＳＭＲ工程のものと比較したそのより高い蒸気圧に起因するものである。

公知のプロパン予冷式混合冷媒工程及び二重混合冷媒（ＤＭＲ）工程は、予冷冷凍回路と組み合わせたＳＭＲ工程のバージョンと見なすことができるが、そのような工程と本発明の開示の態様の間に有意な差がある。例えば、公知の工程は、カスケードプロパン冷凍回路又は暖端混合冷媒を使用してガスを予冷する。これらの公知の工程の両方は、ＳＭＲ工程よりも５％〜１５％高い効率を提供するという利点を有する。更に、これらの公知の工程を使用する単一液化トレインの容量は、単一ＳＭＲトレインのものよりもかなり大きくすることができる。しかし、これらの技術の予冷冷凍回路は、追加冷媒及び有意な量の余分な機器が導入されるので、液化工程に対して追加の複雑性という犠牲と共にもたらされる。例えば、より高い複雑性及び重量のＤＭＲの欠点は、いずれかに決定する時により高い効率及び容量、並びにＦＬＮＧ用途に対するＤＭＲ工程及びＳＭＲ工程のその利点を超える場合がある。公知の工程は、単一トレインに対するより高い熱効率及びより高いＬＮＧ生産容量に対する必要性によって主として駆動されてＳＭＲ工程の上流の予冷工程の追加を考慮している。ＳＭＲ工程と組み合わせたＨＰＣＥ工程は、それが冷媒ベースの予冷工程が提供するより高い熱効率を提供しないので、以前は実現されていない。上述のように、ＳＭＲを有するＨＰＣＥ工程の熱効率は、独立型ＳＭＲ工程とほぼ同じである。開示する態様は、従来は陸上ＬＮＧ用途に対する予冷工程の追加に対する最も大きい推進力であった熱効率を強化するのではなく液化工程の重量及び複雑性を低減することを目標とする予冷工程のその説明に少なくとも部分的に基づいて新規であると考えられる。ＦＬＮＧのより新しい用途に関して、液化工程のフットプリント、重量、及び複雑性は、プロジェクトコストより大きい推進力である場合がある。従って、開示する態様は、特定の価値のものである。

態様では、膨張器ベースの液化工程は、膨張器ベースの工程の上流のＨＰＣＥ工程の追加によって強化することができる。より具体的には、この態様では、前処理天然ガスストリームは、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）よりも高い又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高い圧力まで圧縮することができる。次に、高温圧縮ガスは、環境と熱交換することによって冷却されて圧縮前処理ガスを形成することができる。圧縮前処理ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力まで又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷えた前処理ガスを形成することができ、ここで冷えた前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力未満である。冷えた前処理ガスは、ガスが更に冷却されてＬＮＧを形成する膨張器ベースの工程に向けられる。好ましい態様では、冷えた前処理ガスは、給送ガス膨張器ベースの工程に向けることができる。

図２は、膨張器ベースの液化工程に関して典型的な温度冷却曲線２００を示している。より高い温度曲線２０２は、天然ガスストリームに対する温度曲線である。より低い温度曲線２０４は、冷たい冷却ストリーム及び温かい冷却ストリームの複合温度曲線である。図示のように、冷却曲線は、３つの温度ピンチポイント２０６、２０８、及び２１０によってマーク付けされる。各ピンチポイントは、冷却ストリームの複合熱容量が天然ガスストリームのもの未満である熱交換器内の場所である。ストリーム間の熱容量のこの不均衡は、有効な熱伝達率を提供する最小許容温度差に対して冷却ストリーム間の温度差の縮小をもたらす。最低温度ピンチポイント２０６は、２つの冷却ストリームの冷たい方、典型的には冷たい冷却ストリームが熱交換器に入るところに生じる。中間温度ピンチポイント２０８は、第２の冷却ストリーム、典型的には温かい冷却ストリームが熱交換器に入るところに生じる。温かい温度のピンチポイント２１０は、冷たい及び温かい冷却ストリームが熱交換器を出るところに生じる。温かい温度のピンチポイント２１０は、その後に膨張器ベースの工程の電力需要を増加せせるより温かい冷却ストリームに対する高質量流量に対する必要性を引き起こす。

温かい温度のピンチポイント２１０を取り除く１つの提案される方法は、プロパン冷却システム又は二酸化炭素冷却システムのような外部冷凍システムで給送ガスを予冷することである。例えば、米国特許第７，３８６，９６６号明細書は、カスケード配置での二酸化炭素冷凍回路を含む予冷冷凍工程を使用することによって温かい温度のピンチポイントを取り除く。この外部予冷冷凍システムは、それに関連付けられた機器にも関わらず追加冷媒システムが導入されるので、液化工程の複雑性を有意に増大するという欠点を有する。本明細書に開示する態様は、２，０００ｐｓｉａ（１２，７９０ｋＰａ）よりも高い圧力まで給送ガスを圧縮し、圧縮給送ガスストリームを冷却し、かつ圧縮ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ（２０，６９０ｋＰａ）未満の圧力まで膨張させることによって給送ガスストリームを予冷することによって温かい温度のピンチポイント２１０の影響を軽減し、ここで給送ガスストリームの膨張圧力は、給送ガスストリームの圧縮圧力未満である。給送ガスストリームを冷却する工程は、膨張器ベースの工程冷却システムの必要な質量流量の有意な低下をもたらす。それはまた、機器数を有意に増大することなくかつ外部冷凍の追加なしに膨張器ベースの工程の熱力学的効率を改善する。

好ましい態様では、膨張器ベースの工程は、給送ガス膨張器ベースの工程とすることができる。給送ガス膨張器ベースの工程は、再循環ループが暖端膨張器ループ及び冷端膨張器ループを含む開ループ給送ガス工程とすることができる。暖端膨張器は、第１の冷却ストリームを放出することができ、冷端膨張器は第２の冷却ストリームを放出することができる。第１の冷却ストリームの温度は、第２の冷却ストリームの温度よりも高い。態様では、第１の冷却ストリームの圧力は、第２の冷却ストリームの圧力よりも高い。別の態様では、冷端膨張器は、第２の冷却ストリームと第２の加圧ＬＮＧストリームとに分離された２相ストリームを放出する。具体的には、生成された天然ガスストリームを処理し、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天然ガスを液化に適切にすることを可能にすることができる。処理天然ガスは、それが２，０００ｐｓｉａ（１２，７９０ｋＰａ）よりも高い又は３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高い圧力まで圧縮されるＨＰＣＥ工程に向けることができる。次に、高温圧縮ガスは、環境と熱交換することによって冷却されて圧縮処理天然ガスを形成することができる。圧縮処理天然ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力まで又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１２，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷えた前処理ガスストリームを形成することができ、ここで冷えた処理ガスの圧力は、圧縮処理天然ガスの圧力未満である。冷えた処理天然ガスは、第１の冷却ストリーム及び第２の冷却ストリームとの直接熱交換によって完全に液化され、第１の加圧ＬＮＧストリームを生成することができる。第１の加圧ＬＮＧストリームは、第２の加圧ＬＮＧストリームと混合されて加圧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、加圧ＬＮＧストリームの圧力が低下して得られる２相ストリームがフラッシュガスストリームとＬＮＧ生成ストリームとに分離される少なくとも１つの２相分離段に向けることができる。フラッシュガスストリームは、燃料ガスのために加圧される及び／又は再循環する第２の冷却ストリームと混合するように圧縮される前に、加圧ＬＮＧストリーム及び冷えた処理天然ガスストリームと熱交換することができる。

給送ガス膨張器ベースの工程とＨＰＣＥ工程の組合せは、従来の給送ガス膨張器ベースの工程に勝るいくつかの利点を有する。それと共にＨＰＣＥ工程を含むことで、２０〜２５％だけ給送ガス膨張器ベースの工程の効果を強化することができる。従って、本発明の給送ガス膨張器工程は、外部冷凍を使用せず、作動の容易さ、及び機器数の減少の利点を依然として提供しながら、ＳＭＲ工程のものに近づく効率を有する。更に、再循環圧縮器の冷媒流量及びサイズは、ＨＰＣＥ工程と組み合わせた膨張器ベースの工程に対して有意に低くなると予想される。これらの理由のために、開示する態様による単一液化トレインの生産容量は、類似のサイズにされた従来の膨張器ベースの液化工程の生産容量を５０％よりも高く超える場合がある。

図３は、ＦＬＮＧ３００上のＳＭＲ液化モジュールの配置を例示する図である。前処理されるか又は他に液化に適切な天然ガス３０２は、５つの同一又はほぼ同一のＳＭＲ液化モジュール又はトレイン３０４、３０６、３０８、３１０、３１２間で均等に分配することができる。一例として、各ＳＭＲ液化モジュールは、ガスタービン又は電気モータ（図示せず）のいずれかから圧縮動力の約５０ＭＷを受け入れて、ＳＭＲ液化モジュールの圧縮器を駆動することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、ＦＬＮＧ用途に対してＬＮＧの約７．５ＭＴＡの総ストリーム日生産のためにＬＮＧの約１．５ＭＴＡを生成することができる。

図４は、開示する態様によるＦＬＮＧ４００上のＳＭＲ液化モジュール又はトレイン４０６、４０８、４１０、４１２とＨＰＣＥモジュールとの配置を例示する図である。前処理されるか又は他に液化に適切な天然ガス４０２は、冷えた前処理ガスストリーム４０５を生成するＨＰＣＥモジュール４０４に向けることができる。ＨＰＣＥモジュール４０４は、例えば、ガスタービン又は電気モータ（図示せず）から圧縮動力の約５０ＭＷを受け入れてＨＰＣＥモジュール４０４内で１又は２以上の圧縮器を駆動することができる。冷えた前処理ガスは、４つの同一の又はほぼ同一のＳＭＲ液化モジュール４０６，４０８、４１０、４１２間に均等に分配することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、ガスタービン又は電気モータ（図示せず）のいずれかから圧縮動力の約５０ＭＷを受け入れて、それぞれのＳＭＲ液化モジュールの圧縮器を駆動することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、ＦＬＮＧ用途に対してＬＮＧの約７．６ＭＴＡの総ストリーム日生産のためにＬＮＧの約１．９ＭＴＡを生成することができる。

図５は、図４で参照したＨＰＣＥモジュール５００の態様を例示する図である。前処理されて不純物を除去した又は他に液化に適切な天然ガスストリーム５０２は、第１の圧縮器５０４の中に給送されて第１の中間圧ガスストリーム５０６を形成する。第１の中間圧ガスストリーム５０６は、第１の中間圧ガスストリーム５０６が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却した第１の中間圧ガスストリーム５１０を形成する第１の熱交換器５０８を通って流れることができる。第１の熱交換器５０８は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却した第１の中間圧ガスストリーム５１０は、第２の圧縮器５１２内で圧縮されて第２の中間圧ガスストリーム５１４を形成することができる。第２の中間圧ガスストリーム５１４は、第２の中間圧ガスストリーム５１４が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却した第２の中間圧ガスストリーム５１８を形成する第２の熱交換器５１６を通って流れることができる。第２の熱交換器５１６は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却した第２の中間圧ガスストリーム５１８は、第３の圧縮器５２０内で圧縮されて高圧ガスストリーム５２２を形成することができる。高圧ガスストリーム５２２の圧力は、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）よりも高い又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高いとすることができる。高圧ガスストリーム５２２は、高圧ガスストリーム５２２が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却高圧ガスストリーム５２６を形成する第３の熱交換器５２４を通って流れることができる。第３の熱交換器５２４は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却高圧ガスストリーム５２６は、膨張器５２８内で膨張されて冷えた前処理ガスストリーム５３０を形成することができる。冷えた前処理ガスストリーム５３０の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満とすることができ、冷えた前処理ガスストリーム５３０の圧力は、冷却高圧ガスストリーム５２６の圧力未満とすることができる。態様では、第３の圧縮器５２０は、線５３２によって示すように、膨張器５２８によって生成されるシャフト動力によって専ら駆動することができる。

図６は、給送ガス膨張器ベースのＬＮＧ液化工程６００と組み合わせたＨＰＣＥ工程６０１を例示する図である。天然ガスを処理し、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液化に適する処理天然ガスストリーム６０２を生成することができる。処理天然ガスストリーム６０２は、再循環冷媒ガスストリーム６０４と混合されて複合ストリーム６０６を形成することができる。複合ストリーム６０６は、複合ストリーム６０６が第１の圧縮器６０８内で圧縮されて中間圧ガスストリーム６１０を形成するＨＰＣＥ工程６０１に向けることができる。中間圧ガスストリーム６１０は、中間圧ガスストリーム６１０が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却中間圧ガスストリーム６１４を形成する第１の熱交換器６１２を通って流れることができる。第１の熱交換器６１２は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却中間圧ガスストリーム６１４は、第２の圧縮器６１６内で圧縮されて高圧ガスストリーム６１８を形成することができる。高圧ガスストリーム６１８の圧力は、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）よりも高い又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高いとすることができる。高圧ガスストリーム６１８は、高圧ガスストリーム６１８が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却高圧ガスストリーム６２２を形成する第２の熱交換器６２０を通って流れることができる。第２の熱交換器６２０は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却高圧ガスストリーム６２２は、ＨＰＣＥ膨張器６２４内で膨張されて冷えた前処理ガスストリーム６２６を形成することができる。冷えた前処理ガスストリーム６２６の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、ここで冷えた前処理ガスストリーム６２６の圧力は、冷却高圧ガスストリーム６２２の圧力未満である。態様では、第２の圧縮器６１６は、破線６２８によって表すように、膨張器６２４によって生成されるシャフト動力によって専ら駆動することができる。

図６に示すように、冷えた前処理ガスストリーム６２６は、ＨＰＣＥ工程６０１を離れて給送ガス膨張器ベースの工程６００に向けられる。冷えた前処理ガスストリーム６２６は、第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０、第１の冷媒ストリーム６３２、及び第２の冷媒ストリーム６３４に分離することができる。第１の冷媒ストリーム６３２は、第１の膨張器６３６内で膨張されて第１の冷却ストリーム６３８を生成することができる。第１の冷却ストリーム６３８は、それが第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０及び第２の冷媒ストリーム６３４と熱交換してこのストリームを冷却する少なくとも１つの低温熱交換器６４０に入る。第１の冷却ストリーム６３８は、第１の温かいストリーム６４２として少なくとも１つの低温熱交換器６４０を出る。第２の冷媒ストリーム６３４は、少なくとも１つの低温熱交換器６４０で冷却された後に、第２の膨張器６４４で膨張されて２相ストリーム６４６を生成することができる。２相ストリーム６４６の圧力は、第１の冷却ストリーム６３８の圧力と同じにすることができ、又はそれよりも低くすることができる。２相ストリーム６４６は、第１の２相分離器６４８内でその蒸気成分及びその液体成分に分離され、第２の冷却ストリーム６５０及び第２の加圧ＬＮＧストリーム６５２を形成することができる。第１の冷却ストリーム６３８の温度は、第２の冷却ストリーム６５０の温度よりも高い。第２の冷却ストリーム６５０は、それが第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０及び第２の冷媒ストリーム６３４と熱交換してこのストリームを冷却する少なくとも１つの低温熱交換器６４０に入る。第２の冷却ストリーム６５０は、第２の温かいストリーム６５４として少なくとも１つの熱交換器６４０を出る。第２の冷えた前処理天然ガスストリーム６３０は、第１の冷却ストリーム６３８及び第２の冷却ストリーム６５０と熱交換して第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６を生成する。第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６は、少なくとも１つの熱交換器６４０を出た後で油圧タービン６５８内で圧力を低減することができる。第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６は、第２の加圧ＬＮＧストリーム６５２と混合されて複合加圧ＬＮＧストリーム６６０を形成することができる。複合加圧ＬＮＧストリーム６６０は、複合加圧ＬＮＧストリーム６６０の圧力が低下する第２の２相分離器６６２に向けることができるが、得られる２相ストリームは、エンドフラッシュガスストリーム６６４と製品ＬＮＧストリーム６６７に分離される。エンドフラッシュガスストリーム６４４は、第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６を油圧タービン６５８に向ける前に、エンドフラッシュガス熱交換器６６８内で第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６と熱交換することができる。更に、エンドフラッシュガスストリーム６６４は、少なくとも１つの低温熱交換器６４０に入り、第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０及び第２の冷媒ストリーム６３４と熱交換して上述のストリームを冷却することができる。エンドフラッシュガスストリーム６６４は、第３の温かいストリーム６７０として少なくとも１つの熱交換器６４０を出る。第３の温かいストリーム６７０は、第１の再循環ガス圧縮器６７２で圧縮することができ、第１の再循環熱交換器６７４内で環境と熱交換されて第１の再循環ガスストリーム６７６を形成することができる。第１の再循環ガスストリーム６７６は、第２の温かいストリーム６５４と組み合わせることができ、同時に第２の再循環ガス圧縮器６７８内で圧縮することができ、かつ第２の再循環熱交換器６８０内で環境と熱交換して第２の再循環ガスストリーム６８２を形成することができる。第２の再循環ガスストリーム６８２は、第１の温かいストリーム６４２と組み合わせることができ、同時に第３及び第４の再循環ガス圧縮器６８４、６８６内で圧縮することができ、かつ第３の再循環熱交換器６８８内で環境と熱交換して再循環冷媒ガスストリーム６０４を形成することができる。第３の再循環ガス圧縮器６８４は、破線６９０によって示すように、第１の膨張器６３６によって生成されるシャフト動力によって専ら駆動することができる。第４の再循環ガス圧縮器６８６は、破線６９２によって示すように、第２の膨張器６４４によって生成されるシャフト動力によって専ら駆動することができる。

図７は、開示する態様に従ってＬＮＧを生成する方法７００を示している。ブロック７０２において、天然ガスストリームは、天然ガスのサプライから供給することができる。ブロック７０４において、天然ガスストリームは、少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成することができる。ブロック７０６において、圧縮天然ガスストリームは冷却され、冷却圧縮天然ガスストリームを形成することができる。ブロック７０８において、冷却圧縮天然ガスストリームは、少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを形成することができる。ブロック７１０において、冷えた天然ガスストリームを液化することができる。

図８は、開示する態様による別のＨＰＣＥ工程８００を例示する図である。図１に示すＨＰＣＥ工程１００のように、ＨＰＣＥ工程８００は、前処理天然ガスストリーム８０４を圧縮して中間圧ガスストリーム８０６を形成する第１の圧縮器８０２を含むことができる。中間圧ガスストリーム８０６は、中間圧ガスストリーム８０６が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却中間圧ガスストリーム８１０を形成する第１の熱交換器８０８を通って流れることができる。第１の熱交換器８０８は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却中間圧ガスストリーム８１０は、第２の圧縮器８１２内で圧縮されて高圧ガスストリーム８１４を形成することができる。高圧ガスストリーム８１４の圧力は、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）よりも高い又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）よりも高いとすることができる。高圧ガスストリーム８１４は、高圧ガスストリーム８１４が環境と間接的に熱交換することによって冷却されて冷却高圧ガスストリーム８１８を形成する第２の熱交換器８１６を通って流れることができる。第２の熱交換器８１６は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却高圧ガスストリーム８１８は、高圧熱交換器８２６に向けることができ、ここでそれは、ＨＰＣＥ工程８００の外部の工程からの１又は２以上の冷媒ストリーム８２８と熱交換することによって周囲温度よりも低い温度まで更に冷却される。一態様では、１又は２以上の冷媒ストリームは、それがＨＰＣＥ工程８００を出た後に、冷えた前処理天然ガスストリーム８２２を極低温冷却し、冷やし、及び／又は液化した冷媒ストリームである。これらの冷媒ストリームは、天然ガスを液化した後でも、冷却高圧ガスストリーム８１８を冷却するほど十分に依然として冷たくすることができる。冷却高圧ガスストリーム８１８は、３０度Ｃよりも低く又は２０度Ｃよりも低く又は１５度Ｃよりも低い温度で高圧熱交換器８２６を出て、膨張器８２０内で膨張されて冷えた前処理ガスストリーム８２２を形成する。冷えた前処理ガスストリーム１２２の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満とすることができ、冷えた前処理ガスストリーム８２２の圧力は、冷却高圧ガスストリーム８１８の圧力未満である。好ましい態様では、第２の圧縮器８１２は、破線８２４によって示すように、膨張器８２０によって生成されるシャフト動力によって専ら駆動することができる。

図９は、ＨＰＣＥ工程６０１に類似であって給送ガス膨張器ベースのＬＮＧ液化工程９００と組み合わせたＨＰＣＥ工程９０１の実施を示している。図６に見られる参照番号（例えば、６３６、６４４、６６８）によって識別される図９のこれらの要素は、上述の要素と同一又は類似の機能を果たし、簡略化のためにこれ以上は説明しないことになる。ＨＰＣＥ工程９０１は、冷却高圧ガスストリーム６２２と少なくとも１つの低温熱交換器６４０を出た第１の温かいストリーム６４２間で熱交換する高圧熱交換器９０５を含む。高圧熱交換器９０５を通過した後に、第１の温かいストリーム６４２は、上述のように第２の再循環ガスストリーム６８２と組み合わされて第３及び第４の再循環ガス圧縮器６８４、６８６内で圧縮される。

図１０は、ＨＰＣＥ工程６０１に類似であって給送ガス膨張器ベースのＬＮＧ液化工程１０００と組み合わせたＨＰＣＥ工程１００１の別の実施を示している。図６に見られる参照番号（例えば、６３６、６４４、６６８）によって識別される図１０のこれらの要素は、上述の要素と同一又は類似の機能を果たし、簡略化のためにこれ以上は説明しないことになる。ＨＰＣＥ工程１００１は、冷却高圧ガスストリーム６２２と少なくとも１つの低温熱交換器６４０を出た第２の温かいストリーム６５４間で熱交換する高圧熱交換器１００５を含む。高圧熱交換器１００５を通過した後に、第２の温かいストリーム６５４は、上述のように第１の再循環ガスストリーム６７６と組み合わされて第２の再循環ガス圧縮器６７８内で圧縮される。

図１１は、ＨＰＣＥ工程６０１に類似であって給送ガス膨張器ベースのＬＮＧ液化工程１１００と組み合わせたＨＰＣＥ工程１１０１の別の実施を示している。図６に見られる参照番号（例えば、６３６、６４４、６６８）によって識別される図１１のこれらの要素は、上述の要素と同一又は類似の機能を果たし、簡略化のためにこれ以上は説明しないことになる。ＨＰＣＥ工程１１０１は、冷却高圧ガスストリーム６２２と少なくとも１つの低温熱交換器６４０を出た第１の温かいストリーム６４２及び第２の温かいストリーム６５４間で熱交換する高圧熱交換器１１０５を含む。高圧熱交換器１１０５を通過した後に、第１の温かいストリーム６４２は、上述のように第２の再循環ガスストリーム６８２と組み合わされて第３及び第４の再循環ガス圧縮器６８４、６８６内で圧縮される。高圧熱交換器１１０５を通過した後に、第２の温かいストリーム６５４は、上述のように第１の再循環ガスストリーム６７６と組み合わされて第２の再循環ガス圧縮器６７８内で圧縮される。

ＨＰＣＥモジュール内に高圧熱交換器を含む開示する態様（すなわち、図８〜１１）は、冷媒ストリームを利用し、初期使用後にＨＰＣＥモジュールの天然ガスストリームの予冷を増大するほど十分に依然として冷たい。ＨＰＣＥモジュールでそのような高圧熱交換器を使用する利点は、図９に示す液化工程全体の効率を例えば図６に示す液化工程の効率と比較して約３％も改善することができるということである。

図１２は、開示する態様に従ってＬＮＧを生成する方法１２００である。ブロック１２０２において、天然ガスストリームは、天然ガスのサプライから供給することができる。ブロック１２０４において、天然ガスストリームは、少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成することができる。ブロック１２０６において、圧縮天然ガスストリームは冷却され、冷却圧縮天然ガスストリームを形成することができる。ブロック１２０８において、冷却圧縮天然ガスストリームは、周囲温度よりも低い温度まで追加冷却されて追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１２１０において、冷却圧縮天然ガスストリームは、少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを形成することができる。ブロック１２１２において、冷えた天然ガスストリームを液化することができる。

開示した態様は、以下の付番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。これは、上述の説明からあらゆる数の変形を想定することができるので、全ての可能な態様の完全なリストであると考えないものとする。
１．天然ガスサプライから天然ガスストリームを与える段階と、圧縮天然ガスストリームを形成するために少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで少なくとも２つの直列に配置された圧縮器で天然ガスストリームを圧縮する段階と、冷却圧縮天然ガスストリームを形成するために周囲温度空気又は水との間接熱交換によって圧縮天然ガスストリームを冷却する段階と、追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成するために周囲温度よりも低い温度まで冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却する段階と、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで追加冷却圧縮天然ガスストリームを少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する段階と、液化天然ガス及び温かい冷媒を形成するために冷媒との間接熱交換によって冷えた天然ガスストリームを液化する段階とを含み、冷却圧縮天然ガスストリームが、温かい冷媒を使用して追加冷却される液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法。
２．冷えた天然ガスストリームを液化する段階が、１又は２以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化トレイン内で行われる段落１の方法。
３．冷えた天然ガスストリームを液化する段階が、１又は２以上の膨張器ベースの液化モジュール内で行われ、膨張器ベースの液化モジュールが、窒素ガス膨張器ベースの液化モジュール及び給送ガス膨張器ベースの液化モジュールのうちの一方である段落１の方法。
４．給送ガス膨張器ベースの液化モジュールが、開ループ給送ガス膨張器ベースの液化モジュールであり、開ループ給送ガス膨張器ベースの工程の再循環冷媒ストリームが、圧縮段階の前に天然ガスストリームと組み合わされる段落３の方法。
５．冷えた天然ガスストリームが、第１の冷えた天然ガスストリームであり、方法が、第１の冷えた天然ガスストリームを第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離する段階と、第１の温度を有する第１の冷却ストリームを給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器から放出する段階と、第２の温度を有する第２の冷却ストリームを給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する冷端膨張器から放出する段階とを更に含み、第１の温度が、第２の温度よりも高い段落４の方法。
６．暖端膨張器内で第１の冷媒ストリームを膨張させて第１の冷却ストリームを生成する段階と、冷端膨張器内で第２の冷媒ストリームを膨張させて第２の冷却ストリームを生成する段階とを更に含む段階５の方法。
７．第１の温度を有する第１の冷却ストリームを給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器から放出する段階と、第２の温度を有する２相ストリームを給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する冷端膨張器から放出し、第１の温度が第２の温度よりも高い段階と、暖端膨張器内で第１の冷媒ストリームを膨張させて第１の冷却ストリームを生成する段階と、冷端膨張器内で第２の冷媒ストリームを膨張させて２相ストリームを生成する段階と、２相ストリームを第２の冷却ストリームと第１の加圧ＬＮＧストリームに分離する段階とを更に含む段落４の方法。
８．第１の冷却ストリームの圧力が、第２の冷却ストリームの圧力と同じか又は類似である又は第２の冷却ストリームの圧力よりも高いのうちの一方である段落５〜７のいずれかの方法。
９．液化する段階が、第１の冷却ストリーム及び第２の冷却ストリームと熱交換して第１の温かい冷却ストリーム及び第２の温かい冷却ストリームを形成することにより、第２の冷えた天然ガスストリームを冷却して第２の加圧ＬＮＧストリームを形成する段階を含む段落５〜７のいずれかの方法。
１０．第２の加圧ＬＮＧストリームが、第２の加圧ＬＮＧストリームを膨張させる前に第１の加圧ＬＮＧストリームと混合される段落９の方法。
１１．第２の加圧ＬＮＧストリームが圧力低下の少なくとも１つの段を受けるように、第２の加圧ＬＮＧストリームの圧力を低減する段階と、減圧の第２の加圧ＬＮＧストリームをエンドフラッシュガスストリームとＬＮＧストリームに分離する段階と、エンドフラッシュガスストリームを使用して第２の加圧ＬＮＧストリーム及び第２の冷えた天然ガスストリームを冷却する段階とを更に含む段落９の方法。
１２．エンドフラッシュガスストリームを使用して第２の加圧ＬＮＧストリーム及び第２の冷えた天然ガスストリームを冷却した後に、エンドフラッシュガスストリームを圧縮し、かつ圧縮エンドフラッシュガスストリームを１又は２以上の再循環冷媒ストリームと混合する段階を更に含む段落１１の方法。
１３．エンドフラッシュガスストリームを使用して第２の加圧ＬＮＧストリーム及び第２の冷えた天然ガスストリームを冷却した後に、エンドフラッシュガスストリームを圧縮し、かつ燃料として圧縮エンドフラッシュガスストリームを使用する段階を更に含む段落１１の方法。
１４．第１の温かい冷却ストリームが、温かい冷媒として使用され、冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段落９の方法。
１５．第２の温かい冷却ストリームが、温かい冷媒として使用され、冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段落９の方法。
１６．膨張器ベースの液化モジュールが、第１の気相冷凍回路内に第１の膨張冷媒と、第２の気相冷凍回路内に第２の膨張冷媒とを含む段落３の方法。
１７．第１の膨張冷媒が、給送ガスである段落１６の方法。
１８．第１の気相冷凍回路が、閉ループ冷凍回路である段落１６又は段落１７の方法。
１９．第２の膨張冷媒が、窒素である段落１６〜１８のいずれかの方法。
２０．第２の気相冷凍回路が、閉ループ冷凍回路である段落１６〜１９のいずれかの方法。
２１．少なくとも２つの圧縮器が、３，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで天然ガスストリームを圧縮する段落１〜２０のいずれかの方法。
２２．天然ガス膨張器が、追加冷却圧縮天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで膨張させる仕事生成膨張器である段落１〜２１のいずれかの方法。
２３．浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上で圧縮、冷却、追加冷却、膨張、及び液化段階を行う段階を更に含む段落１〜２２のいずれかの方法。
２４．追加冷却圧縮天然ガスストリームの温度が３０℃未満である段落１〜２３のいずれかの方法。
２５．追加冷却圧縮天然ガスストリームの温度が１５℃未満である段落１〜２４のいずれかの方法。
２６．天然ガスの液化のための装置であって、２，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで天然ガスストリームを圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された冷却要素と、冷却圧縮天然ガスストリームを周囲温度よりも低い温度まで更に冷却し、それによって追加冷却圧縮天然ガスストリームを生成するように構成された熱交換器と、追加冷却圧縮天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成膨張器と、冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化トレインとを含み、液化トレインによって使用された温かい冷媒が、冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却するように熱交換器に向けられる装置。
２７．液化トレインが、窒素ガス膨張器ベースの液化モジュール及び開ループ給送ガス膨張器ベースの液化モジュールのうちの一方を含み、装置が、液化トレインが開ループ給送ガス膨張器ベースのモジュールを含む時に、天然ガスストリームが２又は３以上の直列に配置された圧縮器によって圧縮される前に天然ガスストリームと組み合わされた開ループ給送ガス膨張器ベースのモジュールの再循環冷媒ストリームを更に含み、冷えた天然ガスストリームが、第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離される第１の冷えた天然ガスストリームである段落２６の装置。
２８．給送ガス膨張器ベースの液化モジュールが、第１の冷媒ストリームを膨張させてそこから放出された第１の温度を有する第１の冷却ストリームを形成するように構成された暖端膨張器と、第２の冷媒ストリームを膨張させてそこから放出される第２の温度を有する第２の冷却ストリーム及び２相ストリームのうちの一方を形成するように構成された冷端膨張器とを含み、第１の温度が、第２の温度よりも高い段落２７の装置。
２９．天然ガス膨張器が、冷却圧縮天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで膨張させるように構成された仕事生成膨張器である段落２６〜２８のいずれかの装置。
３０．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、冷却要素、熱交換器、少なくとも１つの仕事生成膨張器、及び液化トレインが、浮遊式ＬＮＧ構造体上に配置される段落２６〜２９のいずれかの装置。
３１．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、冷却要素、熱交換器、及び少なくとも１つの仕事生成膨張器が、浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上の単一モジュール内に配置される段落３０の装置。
３２．浮遊式ＬＮＧ構造体であって、２，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで天然ガスストリームを圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された冷却要素と、周囲温度よりも低い温度まで冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却し、それによって追加冷却圧縮天然ガスストリームを生成するように構成された熱交換器と、追加冷却圧縮天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成膨張器と、冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化トレインとを含み、液化トレインによって使用された温かい冷媒が、冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却するように熱交換器に向けられる浮遊式ＬＮＧ構造体。

以上は本発明の開示する態様に関するものであるが、本発明の開示の他の及び更に別の態様は、その基本的な範囲から逸脱することなく考案することができ、かつその範囲は、以下の特許請求の範囲によって決定される。

８００：ＨＰＣＥ工程
８０２：第１の圧縮器
８０６：中間圧ガスストリーム
８１６：第２の熱交換器
８２８：冷媒ストリーム

Claims (32)

1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
   天然ガスサプライから天然ガスストリームを供給する段階と、
   前記天然ガスストリームを少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記圧縮天然ガスストリームを周囲温度空気又は水との間接熱交換によって冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記冷却圧縮天然ガスストリームを前記周囲温度よりも低い温度まで追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ未満であって前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記冷えた天然ガスストリームを冷媒との間接熱交換によって液化して液化天然ガス及び温かい冷媒を形成する段階と、を含み、
   前記冷却圧縮天然ガスストリームは、前記温かい冷媒を使用して追加冷却される、
   ことを特徴とする方法。
2. 前記冷えた天然ガスストリームを液化する段階は、１又は２以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化トレイン内で行われることを特徴とする請求項１に記載の方法。
3. 前記冷えた天然ガスストリームを液化する段階は、１又は２以上の膨張器ベースの液化モジュール内で行われ、
   前記膨張器ベースの液化モジュールは、窒素ガス膨張器ベースの液化モジュール及び給送ガス膨張器ベースの液化モジュールのうちの一方である、
   ことを特徴とする請求項１に記載の方法。
4. 前記給送ガス膨張器ベースの液化モジュールは、開ループ給送ガス膨張器ベースの液化モジュールであり、
   前記開ループ給送ガス膨張器ベースの工程の再循環冷媒ストリームが、前記圧縮する段階の前に前記天然ガスストリームと組み合わされる、
   ことを特徴とする請求項３に記載の方法。
5. 前記冷えた天然ガスストリームは、第１の冷えた天然ガスストリームであり、
   前記方法が、
   前記第１の冷えた天然ガスストリームを第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離する段階と、
   前記給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器から第１の温度を有する第１の冷却ストリームを放出する段階と、
   前記給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する冷端膨張器から第２の温度を有する第２の冷却ストリームを放出する段階と、を更に含み、
   前記第１の温度は、前記第２の温度よりも高い、
   ことを特徴とする請求項４に記載の方法。
6. 前記第１の冷媒ストリームを前記暖端膨張器内で膨張させて前記第１の冷却ストリームを生成する段階と、
   前記第２の冷媒ストリームを前記冷端膨張器内で膨張させて前記第２の冷却ストリームを生成する段階と、を更に含む、
   ことを特徴とする請求項５に記載の方法。
7. 前記給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器から第１の温度を有する第１の冷却ストリームを放出する段階と、
   前記給送ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する冷端膨張器から第２の温度を有する２相ストリームを放出する段階であって、前記第１の温度が該第２の温度より高い前記放出する段階と、
   前記第１の冷媒ストリームを前記暖端膨張器内で膨張させて前記第１の冷却ストリームを生成する段階と、
   前記第２の冷媒ストリームを前記冷端膨張器内で膨張させて前記２相ストリームを生成する段階と、
   前記２相ストリームを第２の冷却ストリームと第１の加圧ＬＮＧストリームとに分離する段階と、を更に含む、
   ことを特徴とする請求項４に記載の方法。
8. 前記第１の冷却ストリームの圧力が、
   前記第２の冷却ストリームの圧力と同じか又は類似である、又は
   前記第２の冷却ストリームの圧力よりも高い、
   のうちの一方である、
   ことを特徴とする請求項５から請求項７のいずれか1項に記載の方法。
9. 前記液化する段階は、前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームと熱を交換して第１の温かい冷却ストリーム及び第２の温かい冷却ストリームを形成することにより、前記第２の冷えた天然ガスストリームを冷却して第２の加圧ＬＮＧストリームを形成する段階を含む、
   ことを特徴とする請求項５から請求項７のいずれか1項に記載の方法。
10. 前記第２の加圧ＬＮＧストリームは、該第２の加圧ＬＮＧストリームを膨張させる前に前記第１の加圧ＬＮＧストリームと混合される、
    ことを特徴とする請求項９に記載の方法。
11. 前記第２の加圧ＬＮＧストリームが圧力低下の少なくとも１つの段を受けるように該第２の加圧ＬＮＧストリームの圧力を低減する段階と、
    前記減圧第２加圧ＬＮＧストリームをエンドフラッシュガスストリームとＬＮＧストリームに分離する段階と、
    前記第２の加圧ＬＮＧストリーム及び前記第２の冷えた天然ガスストリームを前記エンドフラッシュガスストリームを使用して冷却する段階と、を更に含む、
    ことを特徴とする請求項９に記載の方法。
12. 前記第２の加圧ＬＮＧストリーム及び前記第２の冷えた天然ガスストリームを前記エンドフラッシュガスストリームを使用して冷却した後に、該エンドフラッシュガスストリームを圧縮し、かつ該圧縮エンドフラッシュガスストリームを１又は２以上の再循環冷媒ストリームと混合する段階を更に含む、
    ことを特徴とする請求項１１に記載の方法。
13. 前記第２の加圧ＬＮＧストリーム及び前記第２の冷えた天然ガスストリームを前記エンドフラッシュガスストリームを使用して冷却した後に、該エンドフラッシュガスストリームを圧縮し、かつ該圧縮エンドフラッシュガスストリームを燃料として使用する段階を更に含む、
    ことを特徴とする請求項１１に記載の方法。
14. 前記第１の温かい冷却ストリームは、前記冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成するために前記温かい冷媒として使用される、 ことを特徴とする請求項９に記載の方法。
15. 前記第２の温かい冷却ストリームは、前記冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成するために前記温かい冷媒として使用される、
    ことを特徴とする請求項９に記載の方法。
16. 前記膨張器ベースの液化モジュールは、
    第１の気相冷凍サイクル内の第１の膨張冷媒と、
    第２の気相冷凍サイクル内の第２の膨張冷媒と、を含む、
    ことを特徴とする請求項３に記載の方法。
17. 前記第１の膨張冷媒は、給送ガスである、
    ことを特徴とする請求項１６に記載の方法。
18. 前記第１の気相冷凍サイクルは、閉ループ冷凍サイクルである、
    ことを特徴とする請求項１６又は請求項１７に記載の方法。
19. 前記第２の膨張冷媒は、窒素である、
    ことを特徴とする請求項１６から請求項１８のいずれか１項に記載の方法。
20. 前記第２の気相冷凍サイクルは、閉ループ冷凍サイクルである、
    ことを特徴とする請求項１６から請求項１９のいずれか１項に記載の方法。
21. 前記少なくとも２つの圧縮器は、前記天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮する、
    ことを特徴とする請求項１から請求項２０のいずれか１項に記載の方法。
22. 前記天然ガス膨張器は、前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで膨張させる仕事生成膨張器である、
    ことを特徴とする請求項１から請求項２１のいずれか１項に記載の方法。
23. 浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上で前記圧縮する段階、冷却する段階、追加冷却する段階、膨張させる段階、及び液化する段階を行う段階を更に含む、
    ことを特徴とする請求項１から請求項２２のいずれか１項に記載の方法。
24. 前記追加冷却圧縮天然ガスストリームの温度が、３０℃未満である、
    ことを特徴とする請求項１から請求項２３のいずれか１項に記載の方法。
25. 前記追加冷却圧縮天然ガスストリームの温度が、１５℃未満である、
    ことを特徴とする請求項１から請求項２４のいずれか１項に記載の方法。
26. 天然ガスの液化のための装置であって、
    天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、
    前記圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された冷却要素と、
    前記冷却圧縮天然ガスストリームを周囲温度よりも低い温度まで更に冷却し、それによって追加冷却圧縮天然ガスストリームを生成するように構成された熱交換器と、
    前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ未満であって前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成膨張器と、
    前記冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化トレインと、を備え、
    前記液化トレインによって使用された温かい冷媒が、前記熱交換器に向けられて前記冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却する、
    ことを特徴とする装置。
27. 前記液化トレインは、窒素ガス膨張器ベースの液化モジュール及び開ループ給送ガス膨張器ベースの液化モジュールのうちの一方を備え、
    装置が、
    前記液化トレインが開ループ給送ガス膨張器ベースのモジュールを含む時に、前記天然ガスストリームが前記２又は３以上の直列に配置された圧縮器によって圧縮される前に該天然ガスストリームと組み合わされる該開ループ給送ガス膨張器ベースのモジュールの再循環冷媒ストリームを更に備え、
    前記冷えた天然ガスストリームは、第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離される第１の冷えた天然ガスストリームである、
    ことを特徴とする請求項２６に記載の装置。
28. 前記給送ガス膨張器ベースの液化モジュールは、
    前記第１の冷媒ストリームを膨張させてそこから放出される第１の温度を有する第１の冷却ストリームを形成するように構成された暖端膨張器と、
    前記第２の冷媒ストリームを膨張させてそこから放出される第２の温度を有する第２の冷却ストリーム及び２相ストリームのうちの一方を形成するように構成された冷端膨張器と、を備え、
    前記第１の温度は、前記第２の温度よりも高い、
    ことを特徴とする請求項２７に記載の装置。
29. 前記天然ガス膨張器は、前記冷却圧縮天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで膨張させるように構成された仕事生成膨張器である、
    ことを特徴とする請求項２６から請求項２８のいずれか１項に記載の装置。
30. 前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、前記冷却要素、前記熱交換器、前記少なくとも１つの仕事生成膨張器、及び前記液化トレインは、浮遊式ＬＮＧ構造体上に配置される、
    ことを特徴とする請求項２６から請求項２９のいずれか１項に記載の装置。
31. 前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、前記冷却要素、前記熱交換器、及び前記少なくとも１つの仕事生成膨張器は、前記浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上の単一モジュール内に配置される、
    ことを特徴とする請求項３０に記載の装置。
32. 浮遊式ＬＮＧ構造体であって、
    天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、
    前記圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された冷却要素と、
    前記冷却圧縮天然ガスストリームを周囲温度よりも低い温度まで更に冷却し、それによって追加冷却圧縮天然ガスストリームを生成するように構成された熱交換器と、
    前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａ未満であって前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成膨張器と、
    前記冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化トレインと、を備え、
    前記液化トレインによって使用された温かい冷媒が、前記熱交換器に向けられて前記冷却圧縮天然ガスストリームを更に冷却する、
    ことを特徴とする浮遊式ＬＮＧ構造体。

Images