JP6588633B2 - 液化天然ガスを使用する液化窒素ガスの生産のためのシステム及び方法 - Google Patents

Description

〔関連出願への相互参照〕
本出願は、本明細書に引用によってその全体が組み込まれている「液化天然ガスを使用する液化窒素ガスの生産のためのシステム及び方法」という名称の２０１５年７月１０日出願の米国特許出願第６２／１９１，１３０号の優先権利益を主張するものである。

液化天然ガス（「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強い需要を有する遠い場所までの天然ガスの供給を可能にしてきた。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資源の初期処理と、（ｂ）自己冷凍、外部冷凍、又は希薄オイルなどを含む様々な可能な方法によって行うことができる天然ガスからのプロパン、ブタン、及びペンタンのような一部のより重い炭化水素ガスの分離と、（ｃ）ほぼ大気圧及び約−１６０℃で液化天然ガスを形成するための天然ガスの冷凍と、（ｄ）船又はタンカー内のＬＮＧ製品の市場場所への輸送と、（ｅ）天然ガスを天然ガス顧客に流通することができる圧力までの再ガス化プラントでの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、典型的に、温室効果ガス排出をもたらす可能性がある大型ガスタービンドライバによって多くの場合に駆動される大型冷凍圧縮機の使用を必要とする外部冷凍を使用する。すなわち、液化プラントに必要な広範なインフラストラクチャを整備するには大型資本投資が典型的に必要である。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を再加圧する段階と、次に、海水のような中間流体を通して熱を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を蒸発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とを一般的に含む。

液化窒素ガス（「ＬＩＮ」）のような異なる場所で生産された冷間冷媒は、天然ガスを液化するのに使用することができる。例えば、米国特許第３，４００，５４７号明細書は、液体窒素又は液体空気を市場からそれが天然ガスを液化するのに使用される現場まで出荷することを説明している。ＬＮＧは、液化窒素又は空気を現場に輸送するのに使用される同じ低温搬送船のタンク内で市場場所に逆に出荷される。ＬＮＧの再ガス化は、市場場所で実施され、そこで再ガス化工程からの余分な冷気は、現場に出荷するために窒素又は空気を液化するのに使用される。

しかし、ＬＮＧの再ガス化からの天然ガスは、ガス販売パイプライン内への導入のためにより高い圧力であるべきであるので（例えば、８００ｐｓｉよりも高い）、ＬＩＮの生産及び天然ガスの再加圧の両方に必要な合計エネルギは、従来の工程を使用してＬＮＧを生産するのに必要なエネルギよりも有意に大きい可能性がある。従って、ＬＮＧの再ガス化からＬＩＮ及び高圧天然ガスを生産するよりエネルギ効率的な方法を開発する必要性が存在する。

更に、米国特許第３，４００，５４７号明細書の工程は、完全なＬＮＧ価値連鎖の統合を必要とする。すなわち、冷間冷媒としてＬＩＮを使用するＬＮＧの生産と、天然ガス資源場所へのＬＩＮの出荷と、再ガス化場所へのＬＮＧの出荷と、ＬＮＧの再ガス化から利用可能なエネルギを使用するＬＩＮの生産との統合があるべきである。この価値連鎖は、米国特許出願公開第２０１０／０３１９３６１号明細書及び第２０１０／０２５１７６３号明細書に更に説明されている。

唯一の冷媒としてＬＩＮを使用するガス資源場所でのＬＮＧの生産は、１：１よりも大きいＬＩＮ対ＬＮＧ比を必要とする場合がある。この理由のために、再ガス化場所でのＬＩＮの生産は、ＬＩＮを使用して生産されたＬＮＧのみが、必要な量の窒素を液化するのにその後に必要とされることを保証するように、１：１よりも大きいＬＩＮ対ＬＮＧ比が好ましい。ＬＮＧプラントと再ガス化プラントとの両方でのＬＩＮ対ＬＮＧ比の符合は、追加の生産ソースからのＬＮＧを必要としないので、ＬＮＧ価値連鎖のより容易な統合を可能にする。

英国特許出願公開第２，３３３，１４８号明細書は、ＬＮＧの蒸発がＬＩＮを生産するのに使用され、使用されるＬＩＮ対ＬＮＧ比が１．２：１よりも大きい工程を説明している。英国特許出願公開第２，３３３，１４８号明細書では、ＬＮＧは、大気圧の近くまで蒸発させられる。従って、ＬＮＧがガス販売パイプラインに入る時に必要とする標準化圧力は８００ｐｓｉよりも高いので、天然ガスをパイプライン圧力まで圧縮するのに有意な量のエネルギが必要である。従って、必要な量の天然ガス圧縮を最小にするために蒸発前にＬＮＧをより高い圧力までポンピングすることを可能にする方法に対する必要性が存在する。

英国特許第１，３７６，６７８号明細書、及び米国特許第５，１３９，５４７号明細書及び第５，１４１，５４３号明細書は、ＬＮＧの蒸発前にＬＮＧが最初にパイプライン輸送圧力まで加圧される方法を説明している。これらの開示では、蒸発するＬＮＧは、窒素ガスを凝縮させるのに使用され、かつ少なくとも３５０ｐｓｉの圧力までの窒素ガスの多段圧縮のための中間冷却剤として使用される。天然ガスの蒸発及び加温を使用する窒素ガスの中間冷却は、窒素ガスの冷間圧縮を可能にし、これは、その圧縮エネルギを有意に低減する。しかし、これらの開示では、０．５：１未満のＬＩＮ対ＬＮＧ比を使用してＬＩＮ及び高圧天然ガスを生産する。この低いＬＩＮ対ＬＮＧ比は、少なくとも１：１のＬＩＮ対ＬＮＧ比が、唯一の冷媒としてＬＩＮを使用してＬＮＧを生産するのに典型的に必要であるので、再ガス化プラントのＬＮＧプラントとの２地点間統合を可能にしない。

米国特許出願公開第２０１０／０３１９３６１号明細書は、複数の生産ソースからのＬＮＧを使用して１つの生産場所でのＬＮＧ生産に必要なＬＩＮを生産する方法を説明している。しかし、このマルチソースＬＮＧ価値連鎖配置は、ＬＮＧ価値連鎖を有意に複雑にする。

従って、ＬＮＧの再ガス化からＬＩＮ及び高圧天然ガスを生産するためのエネルギ効率的な方法を開発する必要性が残っている。１：１よりも大きい又はより好ましくは１．２：１よりも大きいＬＩＮ対ＬＮＧ比を利用することができる統合された方法に対する必要性が更に存在する。

他の背景文献は、英国特許第１５９６３３０号明細書、英国特許第２１７２３８８号明細書、米国特許第３，８７８，６８９号明細書、米国特許第５，９５０，４５３号明細書、米国特許第７，１４３，６０６号明細書、及びＰＣＴ公開番号ＷＯ ２０１４／０７８０９２を含む。

米国特許第３，４００，５４７号明細書 米国特許出願公開第２０１０／０３１９３６１号明細書 米国特許出願公開第２０１０／０２５１７６３号明細書 英国特許出願公開第２，３３３，１４８号明細書 英国特許第１，３７６，６７８号明細書 米国特許第５，１３９，５４７号明細書 米国特許第５，１４１，５４３号明細書 英国特許第１５９６３３０号明細書 英国特許第２１７２３８８号明細書 米国特許第３，８７８，６８９号明細書 米国特許第５，９５０，４５３号明細書 米国特許第７，１４３，６０６号明細書 ＷＯ ２０１４／０７８０９２

ＬＮＧストリームの各々が異なる圧力にある少なくとも２つの熱交換器内での少なくとも１つの窒素ガスストリームの２又は３以上のＬＮＧストリームとの間接熱交換によってパイプライン輸送のためのＬＩＮ及び加圧天然ガスが生産されるシステムを示す図である。 単一マルチストリーム熱交換器内の異なる圧力での窒素ガスストリームと２つのＬＮＧストリームとの間接熱交換によってパイプライン輸送のためのＬＩＮ及び加圧天然ガスが生産されるシステムを示す図である。 異なる圧力での窒素ガスストリームと４つのＬＮＧストリームとの間接熱交換によってパイプライン輸送のためのＬＩＮ及び加圧天然ガスが生産されるシステムを示す図である。 図３のシステムを利用した窒素ガスストリームの冷却曲線と４つのＬＮＧストリームの複合加温曲線とのモデルを示す図である。

本明細書に提供するのは、液化窒素ストリームのような液化ガスストリームを生産する方法である。例えば、本方法は、液体天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化施設で液化窒素ガス（ＬＩＮ）ストリームを生産する方法を含むことができる。一部の実施形態では、本方法は、（ａ）窒素ガスストリームを与える段階と、（ｂ）各ＬＮＧストリームの圧力が互いに独立かつ異なる少なくとも２つのＬＮＧストリームを与える段階と、（ｃ）少なくとも１つの熱交換器内で窒素ガスストリームのＬＮＧストリームとの間接熱交換によって窒素ガスストリームを液化する段階と、（ｄ）２つのＬＮＧストリームの少なくとも一部分を蒸発させて少なくとも２つの天然ガスストリームを生産する段階と、（ｅ）２つの天然ガスストリームのうちの少なくとも一方を圧縮して圧縮天然ガスを形成する段階とを含むことができる。

本明細書に採用された好ましい実施形態及び定義を含む本発明の様々な具体的実施形態及びバージョンをここで以下に説明する。以下の詳細説明は、特定の好ましい実施形態を示すが、当業者は、それらの実施形態が例示に過ぎず、他の方法を使用して本発明を実施することができることを認めるであろう。本「発明」へのあらゆる参照は、特許請求の範囲によって定められる実施形態の必ずしも全てではないが１又は２以上を指す場合がある。見出しの使用は、単に便宜的であり、本発明の範囲を限定しない。

本明細書の詳細説明及び特許請求の範囲内の全ての数値は、「ほぼ」又は「約」指示値によって修正され、かつ当業者によって予想される実験誤差及び変動を考慮している。

本明細書に使用される時に、「自動冷凍」は、それによって流体が減圧を通じて冷却される工程を指す。液体の場合に、自動冷凍は、減圧に対応する蒸発による液体の冷却を指す。より具体的には、液体の一部分は、それが絞りデバイスを通過しながら減圧を受ける時に勢いよく流されて蒸気になる。その結果、蒸気及び残留液体の両方は、減圧での液体の飽和温度まで冷却される。例えば、天然ガスの自動冷凍は、熱が沸騰中に失われる時に天然ガスが冷却されるように天然ガスをその沸点に維持することによって行うことができる。この工程はまた、「フラッシュ蒸発」と呼ばれる場合もある。

本明細書に使用される時に、「圧縮機」は、仕事の印加によってガスの圧力を増大する機械を意味する。「圧縮機」又は「冷媒圧縮機」は、ガスストリームの圧力を増大す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機、又は多段圧縮又は段階を有する圧縮機、又はより具体的に単一ケーシング又はシェル内の多段圧縮機を含む。圧縮されることになる蒸発ストリームは、異なる圧力で圧縮機に提供することができる。冷却工程の一部の段又は段階は、並列、直列、又は両方で１よりも多い圧縮機を伴う場合がある。本発明は、特にあらゆる冷媒回路における１又は複数の圧縮機のタイプ又は配置又はレイアウトによって限定されない。

本明細書に使用される時に、「冷却」は、あらゆる適切な量によるなどの物質の温度及び／又は内部エネルギの下降及び／又は低下を広く意味する。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、熱水加熱、冷却水、空気、冷媒、他の工程ストリーム（統合）、及びそ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。１又は２以上の冷却ソースは、望ましい出口温度に到達するように組み合わせる及び／又はカスケード式にすることができる。冷却段階は、あらゆる適切なデバイス及び／又は機器を有する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以上の熱交換器を用いるような間接的熱交換を含むことができる。代替では、冷却は、蒸発（又は蒸発の熱）冷却及び／又は液体が工程ストリーム内に直接噴霧されるような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時に、用語「膨脹デバイス」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）の圧力を低下させるのに適切な１又は２以上のデバイスを指す。具体的に特定のタイプの膨脹デバイスを指定した場合を除き、膨脹デバイスは、（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の両方の組合せである場合がある。天然ガスの等エンタルピー膨脹に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、かつ一般的に、以下に限定されるものではないが、例えば、弁、制御弁、ジュール−トムソン（Ｊ−Ｔ）弁、又はベンチュリデバイスのような手動又は自動的に起動される絞りデバイスを含む。天然ガスの等エントロピー膨脹に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、かつ一般的にそのような膨脹から仕事を抽出又は導出する膨脹器又はターボ膨脹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脹に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、かつ一般的にそのような膨脹から仕事を抽出又は導出する油圧膨脹器、油圧膨脹器、液体タービン、又はターボ膨脹器のような機器を含む。等エントロピー手段と等エンタルピー手段の両方の組合せの例は、並列のジュール−トムソン弁及びターボ膨脹器である場合があり、これは、Ｊ−Ｔ弁及びターボ膨脹器をいずれか単独に使用するか又は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脹は、全て液相、全て蒸気相、又は混合相で行うことができ、かつ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（蒸気相及び液相の両方を有するストリーム）への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、あらゆる図面における１よりも多い膨脹デバイスへの参照は、必ずしも各膨脹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、かつ液体又は固体状態と区別してガス状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つの媒体から別の媒体まで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、「直接熱交換器」及び「間接熱交換器」を含む。従って、熱交換器は、並流又は逆流熱交換器、間接熱交換器（例えば、螺旋巻き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、ヘアピン、コア、コア・アンド・ケトル、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、そこを通る１又は２以上のストリームの通過を可能にし、かつ冷媒の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との間の直接又は間接熱交換に影響を与えるようになったあらゆるカラム、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時に、用語「間接熱交換」は、互いとの流体のいずれの物理的接触又は混合もなしに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時に、用語「天然ガス」は、原油田（関連ガス）から又は地下ガス担持地層（非関連ガス）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、有意に変化する場合がある。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）、高分子量炭化水素、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。

本明細書に説明するのは、パイプライン輸送に適切である（例えば、８００ｐｓｉａ又はそれよりも大きい）ように十分に高圧であるＬＩＮ及び天然ガスが、ＬＮＧストリームが異なる圧力にある少なくとも１つの熱交換器内で少なくとも１つの窒素ガスストリームの少なくとも２つのＬＮＧストリームとの間接熱交換によって生産されるシステム及び工程である。一部の実施形態では、ＬＩＮ及び高圧天然ガスは、ＬＮＧストリームの各々が他のＬＮＧストリームとは異なる圧力にあるマルチストリーム熱交換器内で少なくとも１つの窒素ガスストリームの少なくとも３つ又は少なくとも４つのＬＮＧストリームとの間接熱交換によって生産される。

例えば、単一ＬＮＧストリームは、例えば、１又は２以上のポンプを使用することによって中間圧力まで加圧することができる。中間圧力ＬＮＧストリームは、次に、少なくとも２つのＬＮＧストリームに分けられる。ＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つは、当業技術で公知の弁、油圧タービン、又は他のデバイスのような１又は２以上の膨脹デバイスを使用して圧力が降下させられる。減圧ＬＮＧストリームは、次に、少なくとも１つの熱交換器に搬送される。中間圧力にあるＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つは、天然ガス販売パイプライン圧力に等しいか又はそれよりも高い圧力のような中間圧力よりも高い圧力まで１又は２以上のポンプを使用して更に加圧される。追加加圧ＬＮＧストリームは、次に、少なくとも１つの熱交換器にパイプで送られる。少なくとも２つのＬＮＧストリームは、少なくとも１つの熱交換器内で少なくとも１つの窒素ガスストリームとの間接熱交換を行い、それによって窒素ガスストリームは、液化されてＬＩＮを形成する。

好ましい実施形態では、単一ＬＮＧストリームがシステムに導入される。一部の実施形態では、システムに入るＬＮＧストリームは、１４ｐｓｉａよりも高い又は１５ｐｓｉａよりも高い圧力にある。システムに入るＬＮＧストリームは、６５ｐｓｉａ未満、又は５５ｐｓｉａ未満、又は４５ｐｓｉａ未満、又は３５ｐｓｉａ未満、又は２５ｐｓｉａ未満、又は２０ｐｓｉａ未満の圧力である場合がある。例えば、一部の実施形態では、システムに入るＬＮＧストリームは、約１４から２５ｐｓｉａ又は約１５から２５ｐｓｉａの圧力、又は約１７ｐｓｉａのようなＬＮＧの輸送に典型的な圧力である場合がある。

次に、ＬＮＧストリームは、１又は２以上のポンプを使用して中間圧力まで加圧される。中間圧力は、５０ｐｓｉａよりも高い、又は６０ｐｓｉａよりも高い、又は７０ｐｓｉａよりも高い、又は７５ｐｓｉａよりも高い圧力である場合がある。中間圧力は、２５０ｐｓｉａ未満、又は２００ｐｓｉａ未満、又は１７５ｐｓｉａ未満、又は１５０ｐｓｉａ未満である場合がある。一部の実施形態では、中間加圧ＬＮＧストリームは、５０から２００ｐｓｉａ、又は７０から１５０ｐｓｉａ、又は７５から１００ｐｓｉａの圧力である場合がある。

次に、加圧ＬＮＧストリームは、２又は３以上のストリームに分けられる。例えば、加圧ＬＮＧストリームは、３つ又は４つのＬＮＧストリーム分けることができる。加圧ＬＮＧストリームの１つ以外の全ては、次に、弁、油圧タービン、又はデバイスの組合せのような１又は２以上の膨脹デバイスを使用して減圧され、ここで減圧の各々は、他の減圧とは異なる。従って、加圧ＬＮＧストリームが３つのＬＮＧストリーム分けられる実施形態では、ＬＮＧストリームのうちの２つは、１又は２以上の弁を使用して異なる圧力まで減圧され、１つのＬＮＧストリームは、減圧されないか又は中間圧力に保たれる。同様に、加圧ＬＮＧストリームが４つのＬＮＧストリームに分けられる実施形態では、ＬＮＧストリームのうちの３つは、１又は２以上の弁を使用して異なる圧力まで減圧されると考えられ、１つのＬＮＧストリームは、減圧されないか又は中間圧力に保たれる。減圧されないＬＮＧストリームは、中間圧力に留まることができ、又は８００ｐｓｉａよりも高い又は１２００ｐｓｉａよりも高いような天然ガス販売パイプライン圧力に等しいか又はそれよりも高い圧力まで１又は２以上のポンプを使用して加圧することができる。

加圧ＬＮＧストリームが少なくとも４つのストリームに分けられる実施形態では、各ストリームの圧力は互いに異なる。例えば、第１のＬＮＧストリームの圧力は、１０ｐｓｉａから３５ｐｓｉａ、又は１５ｐｓｉａから３０ｐｓｉａ、又は２０ｐｓｉａから２５ｐｓｉａの値まで低下する場合がある。第２のＬＮＧストリームの圧力は、３０から６０ｐｓｉａ、又は３５から５５ｐｓｉａ、又は４０から５０ｐｓｉａの間である場合がある。第３のＬＮＧストリームの圧力は、５０ｐｓｉａから中間圧力、又は５０から１００ｐｓｉａ、又は６０から９０ｐｓｉａ、又は６５から８０ｐｓｉａの間である場合がある。第４のＬＮＧストリームは、中間圧力に留まることができ、又は８００ｐｓｉａよりも高い、又は９００ｐｓｉａよりも高い、又は１０００ｐｓｉａよりも高い、又は１１００ｐｓｉａよりも高い、又は１２００ｐｓｉａよりも高いような天然ガス販売パイプライン圧力に等しいか又はそれよりも高い圧力まで１又は２以上のポンプを使用して加圧することができる。

減圧ＬＮＧストリーム及び追加加圧ＬＮＧストリームは、少なくとも１つの熱交換器に全てがパイプで送られ、かつ好ましい実施形態では単一マルチストリーム低温熱交換器にパイプで送られる。ＬＮＧストリームは、同じく熱交換器にパイプで送られた窒素ガスストリームとの間接熱交換を受ける。適切な熱交換器は、以下に限定されるものではないが、ろう付けアルミニウムタイプ熱交換器、螺旋巻きタイプ熱交換器、及び印刷回路タイプ熱交換器を含むことができる低温熱交換器を含む。当業技術で公知のように、適切な熱交換器は、ＬＮＧストリーム間の間接熱交換を防止又は最小にしながら、ＬＮＧストリームと窒素ガスストリームの間の間接熱交換を可能にすることになる。窒素ガスストリームは、ストリームの２０モルパーセント未満、又は１５モルパーセント未満、又は１０モルパーセント未満、又は７モルパーセント未満、又は５モルパーセント未満、又は３モルパーセント未満、又は２モルパーセント未満、又は１モルパーセント未満が蒸気相に留まるように熱交換器内で少なくとも部分的に液化される。

熱交換器にパイプで送られる窒素ガスストリームの圧力は、２００ｐｓｉａよりも高い、又は窒素ガスストリームの臨界点圧力よりも大きい、又は７００ｐｓｉａよりも高い、又は８００ｐｓｉａよりも高い、又は９００ｐｓｉａよりも高い、又は１０００ｐｓｉａよりも高い、又は１１００ｐｓｉａよりも高い、又は１２００ｐｓｉａよりも高い場合がある。

窒素ガスストリームの組成は、少なくとも７０％窒素、又は少なくとも７５％窒素、又は少なくとも８０％窒素、又は少なくとも８５％窒素、又は少なくとも９０％窒素、又は少なくとも９５％窒素である場合がある。窒素ガスストリームは、酸素、アルゴン、及び二酸化炭素のような空気中に見出される他の成分のような他のガス状不純物を含む場合がある。

マルチストリーム熱交換器に入るＬＮＧストリームの圧力、流量、及び熱交換器出口温度は、窒素ガスストリームの冷却曲線とＬＮＧストリームの加温曲線又は複合加温曲線との密接符合を可能にするように選択することができる。一部の実施形態では、追加加圧ＬＮＧストリームの熱交換器出口温度は、−１５０℃よりも高い、又は−１４０℃よりも高い、又は−１３０℃よりも高い、又は−１２０℃よりも高い、又は−１１５℃よりも高い、又は−１１０℃よりも高い、又は−１０５℃よりも高い、又は−１００℃よりも高い、又は−７５℃よりも高い、又は−５０℃よりも高い、又は０℃よりも高い、又は２０℃よりも高いことが好ましい。一部の実施形態では、追加加圧ＬＮＧストリームの熱交換器出口温度は、−１５０℃から２０℃、又は−１４０℃から０℃、又は−１３０℃から−５０℃、又は−１２０℃から−７５℃である場合がある。追加加圧ＬＮＧストリームは、蒸発した状態でガス販売パイプラインに入るのに十分な圧力である場合があり、、又は追加圧縮を必要とせずに再ガス化プラント内で利用することができる。減圧ＬＮＧストリームの熱交換器出口温度は、−５０℃よりも低い、又は−７５℃よりも低い、又は−１００℃よりも低い、又は−１０５℃よりも低い、又は−１１０℃よりも低い、又は−１１５℃よりも低いことが好ましい。一部の実施形態では、減圧ＬＮＧストリームの熱交換器出口温度は、−５０℃から１５０℃、又は−７５℃から１２５℃、又は−８０℃から１００℃である。減圧ＬＮＧストリームは、少なくとも１つの熱交換器内で完全に又は部分的に蒸発させることができる。

少なくとも１つの熱交換器を出た後に、減圧ＬＮＧストリームは、それらの液体及びガス成分に分離することができる。減圧ＬＮＧストリームの液体成分は、追加加圧ＬＮＧストリームの圧力よりも高いか又はそれに等しい圧力までポンピングされ、次に、少なくとも１つの熱交換器に再循環して戻すことができる。減圧ＬＮＧストリームのガス成分は、販売ガスパイプラインに圧縮ガスを導入するのに適切な圧力まで又は再ガス化プラント内の圧縮ガスの使用に適切な圧力まで圧縮機内で加圧することができる。ガスを流通する前に圧縮ガスを蒸発した追加加圧ＬＮＧストリームの一部又は全部と混合することは、多くの場合に好ましい。好ましい実施形態では、減圧ＬＮＧストリームの熱交換器出口温度は、圧縮中にガスのいずれの中間冷却も必要とせずに使用するのに適切な圧力までガスの冷間圧縮を可能にするほど十分に低い。

一部の実施形態では、追加加圧ＬＮＧストリームの全て又は一部分は、少なくとも１つの熱交換器を通って流れた後に少なくとも１つの第２の熱交換器にパイプで送ることができる。これに代えて、追加加圧ＬＮＧストリームの全て又は一部分は、少なくとも１つの熱交換器を迂回することができ、かつ少なくとも１つの第２の熱交換器に直接にパイプで送ることができる。少なくとも１つの第２の熱交換器は、窒素ガスストリームの圧縮前に少なくとも１つの窒素ガスストリームとの追加加圧ＬＮＧストリームの間接熱交換に使用することができる。追加加圧ＬＮＧストリームによる少なくとも１つの窒素ガスストリームの冷却は、少なくとも１つの窒素ガスストリームの圧縮段のうちの１又は２以上の前に行うことができる。追加加圧ＬＮＧストリームによる少なくとも１つの窒素ガスストリームの冷却は、窒素ガスストリームの中間冷却及び／又は後冷却の後で行うことができる。当業技術で公知のように、ガスの中間冷却及び後冷却は、環境との間接熱交換による圧縮後のガスからの熱の除去を伴う場合がある。熱が環境からの空気又は水を使用して除去されることは一般的である。少なくとも１つの窒素ガスストリームの圧縮前の追加加圧ＬＮＧストリームの全て又は一部分による少なくとも１つの窒素ガスストリームの冷却は、０℃よりも低い、又は−１０℃よりも低い、又は−２０℃よりも低い、又は−３０℃よりも低い、又は−４０℃よりも低い、又は−５０℃よりも低い吸引温度での少なくとも１つの窒素ガスの圧縮を可能にすることができる。少なくとも１つの窒素ガスストリームの冷間圧縮は、このガスの圧力のエネルギを有意に低減する。

本明細書に説明する工程は、少なくとも２つのＬＮＧストリームを利用することによって少なくとも１つの窒素ガスストリームを少なくとも１つのＬＩＮストリームに液化する利点を有し、蒸発ＬＮＧストリームに必要な圧縮は、従来技術よりも有意に少ないと考えられる。例えば、英国特許出願第２，３３３，１４８号明細書は、ＬＮＧの蒸発を使用してＬＩＮを生産する工程を開示している。英国特許出願第２，３３３，１４８号明細書の方法は、１．２：１よりも大きいＬＩＮ対ＬＮＧ比を使用してＬＩＮを生産する利点を有する。しかし、英国特許出願第２，３３３，１４８号明細書は、単一ＬＮＧストリームが大気圧の近くまで蒸発させられる欠点を有する。天然ガスは、高圧力（例えば、８００ｐｓｉよりも高い）でガス販売パイプラインに受け入れられるべきであるので、天然ガスをパイプライン圧力まで加圧するのに有意な量の圧縮が必要である。大気圧に近い天然ガスストリームの圧縮は、複数の圧縮段の使用を伴う可能性が最も高いと考えられ、天然ガスストリームの有意な量の中間冷却及び後冷却が、各圧縮段後に行われる。この天然ガスストリームの圧縮は、再ガス化プラント内の圧縮機及び冷却機に有意な量の資本投資を必要とすると考えられる。それはまた、ＬＩＮを生産するためにＬＮＧを再ガス化するのに利用可能なエネルギを利用する際にあらゆる熱力学的利点を排除する可能性が最も高いと考えられるエネルギ集約工程であると考えられる。英国特許出願公開第２，３３３，１４８号明細書とは対照的に、本明細書に説明するシステム及び方法は、合計ＬＮＧ流れの僅かな部分の圧縮を必要とするだけである。本発明の一部の実施形態では、減圧ＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの２０％よりも多くない、又は合計ＬＮＧ流れの１５％未満、又は合計ＬＮＧ流れの１０％未満を占める。本発明のシステム及び方法の別の利点は、−５０℃よりも低い温度で減圧ＬＮＧストリームガスの圧縮を行うことができることである。減圧ＬＮＧストリームガスの冷間圧縮は、ガスを圧縮するのに必要なエネルギの量を有意に低減する。

例えば、ＬＮＧストリームが４つのストリームに分けられる実施形態では、３つの減圧ストリームは、合計ＬＮＧ流れの２０％未満、又は１７％未満、又は１５％未満、又は１２％未満、又は１０％未満を占めることができる。一部の実施形態では、最低圧力ＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの５％未満、又は４％未満、又は３％未満、又は２％未満、又は１％未満を占めることができる。一部の実施形態では、２番目に最も低い圧力のＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの７％未満、又は６％未満、又は５％未満、又は４％未満、又は３％未満、又は２％未満を占めることができる。一部の実施形態では、３番目に最も低い圧力のＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの１０％未満、又は９％未満、又は８％未満、又は７％未満、又は６％未満を占めることができる。一部の実施形態では、最高圧力ＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの８０％よりも多く、又は８２％よりも多く、又は８４％よりも多く、又は８６％よりも多く、又は８８％よりも多く、又は９０％よりも多くを占めることができる。

本発明のシステム及び方法はまた、合計ＬＩＮ対ＬＮＧ比が１：１よりも大きい少なくとも２つのＬＮＧストリームを利用することにより、少なくとも１つの窒素ガスストリームを液化して少なくとも１つのＬＩＮストリームを形成する追加の利点を有する。例えば、英国特許第１，３７６，６７８号明細書、及び米国特許第５，１３９，５４７号明細書及び第５，１４１，５４３号明細書は、ＬＮＧがＬＮＧの蒸発前にパイプライン輸送圧力まで最初に加圧される方法を開示している。それらの文献では、蒸発ＬＮＧは、窒素ガスを凝縮するのに使用され、かつ少なくとも３５０ｐｓｉよりも高い圧力までの窒素ガスの多段圧縮間に中間冷却機内で冷却剤として使用される。蒸発及び加温天然ガスを使用する窒素ガスの中間冷却は、その圧縮エネルギを有意に低減する窒素ガスの冷間圧縮を可能にする。それら文献の全て３つに説明する方法及び工程は、ＬＩＮ及び高圧天然ガス生産するのに０．５：１のＬＩＮ対ＬＮＧ比を使用するという欠点を有する。この低ＬＩＮ対ＬＮＧ比は、１：１又はそれよりも大きいＬＩＮ対ＬＮＧ比が、唯一の冷媒としてＬＩＮを使用してＬＮＧを生産するのに典型的に必要であるので、ＬＮＧプラントとの再ガス化プラントの２地点間統合を可能にしない。英国特許第１，３７６，６７８号明細書、及び米国特許第５，１３９，５４７号明細書及び第５，１４１，５４３号明細書に説明する再ガス化プラントでは、従来のＬＮＧプラントから調達されるＬＮＧをＬＩＮから生産されるＬＮＧに加えて使用する必要があると考えられる。対照的に、本明細書に説明するシステム及び方法は、それが１：１よりも大きいＬＩＮ対ＬＮＧ比を使用してＬＩＮのエネルギ効率的な生産を可能にするという利点を有する。ＬＮＧプラント及び再ガス化プラントの両方におけるＬＩＮ対ＬＮＧ比の符合は、従来の生産資源からのＬＮＧを必要としないので、ＬＮＧ価値連鎖のより容易な統合を可能にする。更に、このシステム及び方法のある一定の実施形態は、工程効率を改善するために窒素ガスストリームの圧縮前に窒素ガスストリームを冷却するのに蒸発ＬＮＧストリームのうちの１又は２以上を使用することを可能にする。

本明細書でシステム及び方法の様々な態様を説明したが、本発明の更に別の具体的実施形態は、図を参照して説明するような以下の段落に説明するものを含む。一部の特徴は、特に１つの図（図１、２、又は３など）のみを参照して説明するが、それらは他の図にも等しく適用可能とすることができ、他の図又は以下の考察と組み合わせて使用することができる。

図１は、ＬＮＧストリームの各々が異なる圧力にある少なくとも１つの熱交換器内で２又は３以上のＬＮＧストリームと少なくとも１つの窒素ガスストリームとの間接熱交換によってパイプライン輸送のためのＬＩＮ及び加圧天然ガスが生産されるシステムを示している。窒素ガスストリーム１１１がシステムに提供される。窒素ガスストリーム１１１は窒素ガスを含み、１０００ｐｐｍ未満、又は７５０ｐｐｍ未満、又は５００ｐｐｍ未満、又は２５０ｐｐｍ未満、又は２００ｐｐｍ未満、又は１５０ｐｐｍ未満、又は１００ｐｐｍ未満、又は７５ｐｐｍ未満、又は５０ｐｐｍ未満、又は２５ｐｐｍ未満、又は２０ｐｐｍ未満、又は１５ｐｐｍ未満、又は１０ｐｐｍ未満、又は５ｐｐｍ未満の酸素のような不純物を含有する場合がある。窒素ガスストリーム１１１は、あらゆる利用可能なソースかれ提供することができ、例えば、それは、膜分離、圧力スイング吸着分離、又は低温空気分離のような空気から窒素ガスを分離するための一般的に公知の産業工程から提供することができる。一部の好ましい実施形態では、窒素ガスストリーム１１１は、低温空気分離システムから提供される。そのようなシステムは、多量（例えば、１００ＭＳＣＦＤよりも多い）で高純度（例えば、Ｏ₂のような１０ｐｐｍ未満の純度）の窒素ガスストリームを提供することができるので好ましい場合がある。窒素ガスストリーム１１１は、大気圧よりも高い、又は２５ｐｓｉａよりも高い、又は５０ｐｓｉａよりも高い、又は７５ｐｓｉａよりも高い、又は１００ｐｓｉａよりも高い、又は１２５ｐｓｉａよりも高い、又は１５０ｐｓｉａよりも高い、又は２００ｐｓｉａよりも高い圧力でシステムに提供することができる。

窒素ガスストリーム１１１は、圧縮機１２０に搬送又は輸送する、例えば、パイプで送ることができる。圧縮機１２０は、窒素ガスストリームの圧力を２００ｐｓｉａよりも高い、又は３００ｐｓｉａよりも高い、又は４００ｐｓｉａよりも高い、又は５００ｐｓｉａよりも高い、又は６００ｐｓｉａよりも高い、又は７００ｐｓｉａよりも高い、又は８００ｐｓｉａよりも高い、又は９００ｐｓｉａよりも高い、又は１０００ｐｓｉａよりも高い圧力まで増大する。一部の実施形態では、圧縮機１２０は、窒素ガスストリームの圧力を窒素ガスストリームの臨界点圧力よりも高い圧力まで増大する。窒素ガスストリームの圧縮は、圧縮の単一段又は複数の段において行うことができる。一部の実施形態では、１よりも多い圧縮機を使用することができ、ここで圧縮機は並列、直列、又はその両方である。高圧窒素ガスストリーム１１２は、次に、２つのストリーム１１２ａ及び１１２ｂに分けることができ、それらは、次に、熱交換器１２１及び１２２にパイプで送られ、そこでそれらは、蒸発ＬＮＧストリームとの熱交換によって液化されて高圧ＬＩＮストリーム１１３を形成する。

図１を参照すると、ＬＮＧストリーム１０１は、システムに導入され、かつ中間圧力まで加圧されて中間圧力ＬＮＧストリーム１０２を形成する。ＬＮＧストリーム１０１は、当業技術で公知の手段、例えば、ポンプ１２３を利用して加圧することができる。中間圧力ＬＮＧストリーム１０２は、第１のＬＮＧストリーム１０３と第２セットＬＮＧストリーム１０４とである少なくとも２つのＬＮＧストリームに分けられる。第１のＬＮＧストリーム１０３は、１又は２以上の弁１２４を通って流れることによって圧力が低下して減圧ＬＮＧストリーム１０５を形成することができる。減圧ＬＮＧストリーム１０５の圧力は、８００ｐｓｉａ未満、又は７００ｐｓｉａ未満、又は６００ｐｓｉａ未満、又は５００ｐｓｉａ未満、又は４００ｐｓｉａ未満、又は３００ｐｓｉａ未満、又は２５０ｐｓｉａ未満、又は２００ｐｓｉａ未満、又は１７５ｐｓｉａ未満、又は１５０ｐｓｉａ未満とすることができる。低減ＬＮＧストリーム１０５の圧力は、５ｐｓｉａよりも高い、又は１０ｐｓｉａよりも高い、又は１５ｐｓｉａよりも高い、又は２０ｐｓｉａよりも高い、又は２５ｐｓｉａよりも高い場合がある。一部の実施形態では、低減ＬＮＧストリーム１０５の圧力は、約１０ｐｓｉａから約３００ｐｓｉａ、又は約１５ｐｓｉａから２００ｐｓｉａとすることができる。減圧ＬＮＧストリーム１０５は、次に、減圧ＬＮＧストリーム１０５が窒素ガスストリーム１１２ａとの熱交換によって蒸発させられる第１の熱交換器１２１に搬送される。蒸発した減圧ＬＮＧストリーム１０７の出口温度は、それが熱交換器１２１を離れる時に−５０℃よりも低い、又は−７５℃よりも低い、又は−８０℃よりも低い、又は−８５℃よりも低い、又は−９０℃よりも低い、又は−９５℃よりも低い、又は−１００℃よりも低いとすることができる。蒸発した減圧ＬＮＧストリーム１０７は、次に、８００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮機１２５において冷間圧縮されて圧縮天然ガスストリーム１０８を形成することができる。蒸発した減圧ＬＮＧストリーム１０７の圧縮は、圧縮の単一段又は複数の段において行うことができる。第２のＬＮＧストリーム１０４は、ポンプ１２６でポンピングされて増加加圧ＬＮＧストリーム１０６を生産する。増加加圧ＬＮＧストリーム１０６の圧力は、８００ｐｓｉａよりも高い、又は８５０ｐｓｉａよりも高い、又は９００ｐｓｉａよりも高い、又は１０００ｐｓｉａよりも高い場合がある。増加圧力ＬＮＧストリーム１０６は、次に、ＬＮＧストリームが窒素ガスストリーム１１２ｂとの熱交換によって蒸発させられる第２の熱交換器１２２にパイプで送られる。蒸発した増加圧力ＬＮＧストリーム１０９は、−１０℃よりも高い、又は０℃よりも高い、又は１０℃よりも高い、又は１５℃よりも高い、又は２０℃よりも高い出口温度を有することができる。蒸発した増加加圧ＬＮＧストリーム１０９は、圧縮天然ガスストリーム１０８と組み合わされ、ガス販売パイプラインで輸送するのに適切である高圧天然ガスストリーム１１０を形成することができる。

熱交換器１２１及び１２２を出た高圧ＬＩＮストリーム１１３ａ及び１１３ｂは、１つのストリーム１１３に組み合わせることができ、次に、熱交換器１２７において更に冷却することができる。一部の実施形態では、高圧ＬＩＮストリーム１１３ａ及び１１３ｂは、各々熱交換器１２７の中に個々に導入されるが、他の実施形態では、高圧ＬＩＮストリームは、熱交換器の中に導入される前に図１に示すように組み合わされる。一部の実施形態では、高圧ＬＩＮストリーム１１３は、フラッシュガス熱交換器１２７で過冷却されて過冷却高圧ＬＩＮストリーム１１４を形成する。過冷却高圧ＬＩＮストリーム１１４は、次に、２相油圧タービン、単相油圧タービン、弁、又は当業技術で公知の他の一般的デバイスを使用して圧力を降下させることができる。好ましい実施形態では、過冷却高圧ＬＩＮストリーム１１４は、減圧の最後の段に対して２相油圧タービン１２８を使用して圧力を降下させる。減圧ＬＩＮストリーム１１５は、次に、窒素フラッシュガスストリーム１１７としての蒸気成分と、製品ＬＩＮストリーム１１６としての液体成分とに分離することができる。窒素フラッシュガスストリーム１１７は、次に、フラッシュガス交換器１２７に送り返すことができ、そこではそれを利用して間接式熱交換器を通して高圧ＬＩＮストリーム１１３を冷却することができる。加温窒素フラッシュガスストリーム１１８は、次に、冷間圧縮して再生窒素ガスストリーム１１９にすることができる。加温窒素フラッシュガスストリームの圧縮は、圧縮の単一段又は複数の段１２９で行うことができる。再生窒素ガスストリーム１１９は、次に、窒素ガスストリーム圧縮段１２０のうちの１つの前に窒素ガスストリーム１１１と混合することができる。

図２は、単一マルチストリーム熱交換器２２１を利用する実施形態を示している。この実施形態は、ＬＮＧストリーム及びＬＩＮストリームを輸送するための配管が少なくてすむ利点を有する。図１のシステムと同様に、図２では、ＬＮＧストリーム２０１は、システムに導入されて中間圧力まで加圧２２３される。中間圧力ＬＮＧストリーム２０２は、第１のＬＮＧストリーム２０３と第２のＬＮＧストリーム２０４に分けられる。第１のＬＮＧストリーム２０３は、１又は２以上の弁２２４を通って流れることによって圧力が降下させられ、次に、マルチストリーム熱交換器２２１に導入にされる減圧ＬＮＧストリーム２０５を形成することができる。マルチストリーム熱交換器２２１を出る蒸発した減圧ＬＮＧストリーム２０７は、次に、８００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮機２２５において冷間圧縮されて圧縮天然ガスストリーム２０８を形成することができる。第２のＬＮＧストリーム２０４は、ポンプ２２６内でポンピングされ、ＬＮＧストリームが窒素ガスストリーム２１２との熱交換によって蒸発させられるマルチストリーム熱交換器２２１に導入される増加加圧ＬＮＧストリーム２０６を生産する。マルチストリーム熱交換器２２１を出た蒸発した増加圧力ＬＮＧストリーム２０９は、圧縮天然ガスストリーム２０８と組み合わされ、ガス販売パイプラインにおいて輸送するのに適切である高圧天然ガスストリーム２１０を形成することができる。

図１と同様に、図２はまた、システムに入って圧縮機２２０までパイプで送られる窒素ガスストリーム２１１を示している。圧縮高圧窒素ガス２１２は、それが蒸発ＬＮＧストリームとの熱交換によって液化されて高圧ＬＩＮストリーム２１３を形成するマルチストリーム熱交換器２２１に入る。高圧ＬＩＮストリーム２１３は、次に、フラッシュガス交換器２２７において過冷却されて過冷却高圧ＬＩＮストリーム２１４を形成することができる。過冷却高圧ＬＩＮストリーム２１４の圧力は、次に、減圧ＬＩＮストリーム２１５を形成するように２相油圧タービンなどにおいて降下させることができる２２８。減圧ＬＩＮストリーム２１５は、次に、窒素フラッシュガスストリーム２１７と製品ＬＩＮストリーム２１６とに分離することができる。窒素フラッシュガスストリーム２１７は、次に、それを利用して間接熱交換により高圧ＬＩＮストリーム２１３を冷却することができるフラッシュガス交換器２２７に送り返すことができる。次に、加温窒素フラッシュガスストリーム２１８は、再生窒素ガスストリーム２１９に冷間圧縮２２９することができ、これは、次に、窒素ガスストリーム圧縮段２２０のうちの１つの前に窒素ガスストリーム２１１と混合することができる。

図３は、異なる圧力での窒素ガスストリームと４つのＬＮＧストリームとの間接熱交換によってパイプライン輸送のためのＬＩＮ及び加圧天然ガスが生産されるシステムを示している。主ＬＮＧストリーム３０１は、中間圧力まで加圧３２８されて中間圧力ＬＮＧストリーム３０２を形成する。中間圧力ＬＮＧストリーム３０２は、５０から２００ｐｓｉａ、又は６０から１７５ｐｓｉａ、又は７５から１５０ｐｓｉａの圧力である場合がある。中間圧力ＬＮＧストリームは、第１のＬＮＧストリーム３０３、第２のＬＮＧストリーム３０４、第３のＬＮＧストリーム３０５、及び第４のＬＮＧストリーム３０６の４つのＬＮＧストリームに分けられる。第１、第２、及び第３のＬＮＧストリームは、１又は２以上の弁３２９、３３０、及び３３１を使用して圧力が降下してそれぞれ第１の減圧ＬＮＧストリーム３０７、第２の減圧ＬＮＧストリーム３０８、及び第３の減圧ＬＮＧストリーム３０９を生産することができる。第１の減圧ＬＮＧストリーム３０７の圧力は、１５から３０ｐｓｉａの間とすることができる。第２の減圧ＬＮＧストリーム３０８の圧力は、３０から６０ｐｓｉａの間とすることができる。第３の減圧ＬＮＧストリーム３０９の圧力は、５０ｐｓｉａと中間圧力の間とすることができる。第１、第２、及び第３の減圧ＬＮＧストリームの圧力は、互いに独立かつ異なっている。第４のＬＮＧストリーム３０６は、８００ｐｓｉａよりも高い場合がある圧力まで、又はより可能性が高いのは９００ｐｓｉａよりも高い、又は１０００ｐｓｉａよりも高い、又は１１００ｐｓｉａよりも高い、又は１２００ｐｓｉａよりも高い場合がある圧力まで１又は２以上のポンプ３３２を使用して加圧され、追加加圧ＬＮＧストリーム（３１０）を形成する。３つの減圧ＬＮＧストリーム３０７、３０８、及び３０９、並びに追加加圧ＬＮＧストリーム３１０は、単一マルチストリーム低温熱交換器３３３に全てパイプで送られる。好ましい低温熱交換器は、以下に限定されるものではないが、ろう付けアルミニウムタイプ熱交換器、螺旋巻きタイプ熱交換器、及び印刷回路タイプ熱交換器を含む。当業技術で公知のように、適切なタイプの熱交換器は、ＬＮＧストリーム間の間接熱交換を防止又は最小にしながら、４つのＬＮＧストリーム３０７、３０８、３０９、及び３１０と窒素ガスストリーム３２０との間の間接熱交換を可能にすることになる。第１ ３０７、第２ ３０８、及び第３ ３０９減圧ＬＮＧストリームは、それぞれ第１の蒸発した減圧ＬＮＧストリーム３１１、第２の蒸発した減圧ＬＮＧストリーム３１２、及び第３の蒸発した減圧ＬＮＧストリーム３１３としてマルチストリーム低温熱交換器３３３を出る。減圧ＬＮＧストリームの圧力、流量、及び熱交換器出口温度は、熱交換器内の温度対熱伝達曲線の密接符合を可能にするように選択することができる。蒸発した減圧ＬＮＧストリームの温度は、−５０℃よりも低い、又は−６０℃よりも低い、又は−７０℃よりも低い、又は−８０℃よりも低い、又は−９０℃よりも低い、又は−１００℃よりも低いことが好ましい。蒸発した減圧ＬＮＧストリームは、低温熱交換器内で完全に又は部分的に蒸発することができる。熱交換器３３３を出た後に、蒸発した減圧ＬＮＧストリームは、それらの液体及びガス成分に分離することができる。蒸発した減圧ＬＮＧストリームの液体成分は、追加加圧ＬＮＧストリームの圧力に等しいか又はそれよりも高い圧力までポンピングされ、次に、低温熱交換器（簡単にするために図３では示さず）に戻されて再利用することができる。蒸発した減圧ＬＮＧストリームのガス成分は、圧縮天然ガスストリーム３１４を販売ガスパイプライン３１６に導入するのに適切である圧力まで又は再ガス化プラント内で圧縮天然ガスストリームを使用するのに適切な圧力まで圧縮機３３４において加圧することができる。圧縮天然ガスストリームに適切である圧力は、８００ｐｓｉａよりも高い、又は９００ｐｓｉａよりも高い、又は１０００ｐｓｉａよりも高い、又は１１００ｐｓｉａよりも高い、又は１２００ｐｓｉａよりも高い場合がある。本発明の好ましい実施形態では、蒸発した減圧ＬＮＧストリームの温度は、圧縮中にガスのいずれの中間冷却も必要とせずに使用するのに適切な圧力までガスの冷間圧縮を可能にするほど十分に低い。圧縮天然ガスストリームは、ガスをガス販売パイプライン又は他のユーザまで流通させる前に、蒸発した追加加圧ＬＮＧストリーム３１５の一部又は全部と混合させて高圧天然ガスストリーム３１６を形成することが多くの場合に好ましい。

追加加圧ＬＮＧストリーム３１０は、次に、ストリーム３３５としてマルチストリーム低温熱交換器３３３を出て、これは、次に、少なくとも１つ、又は２又は３以上の熱交換器３３６及び３３７にパイプで送られて窒素ガスストリーム冷却曲線のより暖かい端部で窒素ガスストリームを更に冷却することができる。追加加圧ＬＮＧストリームの圧力、流量、及び熱交換器出口温度は、熱交換器内の温度対熱伝達曲線の密接符合を可能にするように選択することができる。蒸発した追加加圧ＬＮＧストリーム３１５の温度は、０℃よりも高い、又は１０℃よりも高い、又は１５℃よりも高い、又は２０℃よりも高いことが好ましい。

図３は、システムに入る窒素ガスストリーム３１７を示している。窒素ガスストリームは、再生窒素ガスストリーム３２７と混合することができる。ここで依然として窒素ガスストリームを指すガス混合気は、次に、少なくとも１つの熱交換器３３７にパイプで送ることができ、そこでそれは、追加加圧ＬＮＧストリーム３３５の全て又は一部分との間接式熱交換によって冷却されて中間冷却窒素ガスストリーム３１８を形成する。追加加圧ＬＮＧストリームは、マルチストリーム低温熱交換器を通って流れた後で少なくとも１つの熱交換器までパイプで送ることができ、又は図示していない一部の実施形態では、マルチストリーム低温熱交換器を迂回して熱交換器に直接に進むことができる。一部の実施形態では、追加加圧ＬＮＧストリームによる窒素ガスストリームの冷却は、窒素ガスストリームの圧縮段のうちの１又は２以上の前に行うことができる。一部の実施形態では、追加加圧ＬＮＧストリームによる窒素ガスストリームの冷却は、環境による窒素ガスストリームの冷却後に行うことができる。中間冷却窒素ガスストリームは、０℃よりも低い、又は−１０℃よりも低い、又は−２０℃よりも低い、又は−３０℃よりも低い、又は−４０℃よりも低い、又は−５０℃よりも低い温度を有することができる。中間冷却窒素ガスストリームの冷間圧縮は、このガスの圧縮のエネルギを低減する。図３は、中間冷却窒素ガスストリーム３１８が、次に、ブースタ圧縮機３３８にパイプで送られて高圧窒素ガスストリーム３１９を形成することを示している。高圧窒素ガスストリーム３１９の圧力は、２００ｐｓｉａよりも高い、又は窒素ガスストリームの臨界点圧力よりも高い、又は１０００ｐｓｉａよりも高い圧力である。中間冷却窒素ガスストリームの圧縮は、圧縮の単一段又は複数の段において行うことができる。高圧窒素ガスストリーム３１９は、次に、少なくとも１つの熱交換器３３６にパイプで送ることができ、そこでそれは、追加加圧ＬＮＧストリーム３３５の全て又は一部分との間接熱交換によって冷却されて後冷却窒素ガスストリーム３２０を形成する。一部の実施形態では、追加加圧ＬＮＧストリームによる高圧窒素ガスストリームの冷却は、環境による窒素ガスストリームの冷却後に行うことができる。後冷却窒素ガスストリーム３２０は、０℃よりも低い、又は−１０℃よりも低い、又は−２０℃よりも低い、又は−３０℃よりも低い、又は−４０℃よりも低い、又は−５０℃よりも低い温度を有することができる。後冷却窒素ガスストリーム３２０は、次に、マルチストリーム低温熱交換器３３３にパイプで送られ、そこでそれは、蒸発ＬＮＧストリーム３０７、３０８、３０９、及び３１０との熱交換によって高圧ＬＩＮストリーム３２１に液化される。

図３に示すＬＩＮストリーム３２１は、フラッシュガス交換器３３９において更に過冷却することができる。過冷却高圧ＬＩＮストリーム３２２は、２相油圧タービン、単相油圧タービン、弁、又は当業技術で公知の他の一般的デバイス３４０の１又は２以上の組合せを使用して圧力を降下させる。本発明の好ましい実施形態では、過冷却高圧ＬＩＮストリームは、減圧のその最終段に対して２相油圧タービンを使用して圧力を降下させる。減圧ＬＩＮストリーム３２３は、次に、窒素フラッシュガスストリーム３２５としてのその蒸気成分と、製品ＬＩＮストリーム３２４としてのその液体成分とに分離される。窒素フラッシュガスストリームは、フラッシュガス交換器３３９に送られ、そこでそれは、間接熱交換によって高圧ＬＩＮストリーム３２１を冷却するように作用する。加温窒素フラッシュガスストリーム３２６は、次に、再生窒素ガスストリーム３２７に冷間圧縮される３４１。加温窒素フラッシュガスストリームの圧縮は、圧縮の単一段又は複数の段において行うことができる。再生窒素ガスストリーム３２７は、次に、窒素ガスストリーム圧縮段のうちの１つの前に窒素ガスストリーム３１７と混合される。

図３にあるように構成されたシステムの窒素ガスストリーム及びＬＮＧストリームが示す冷却曲線をモデル化するためのシミュレーションが行われた。図４は、図３のシステムを利用する４つのＬＮＧストリーム４０２の複合加温曲線と共に窒素ガスストリーム４０１の冷却曲線を示している。シミュレーションでは、窒素ガスストリーム３１５は、１２９５ｐｓｉａの圧力でマルチストリーム熱交換器３３３に入る。第１の減圧ＬＮＧストリーム３０７は、２２．４ｐｓｉａの圧力で熱交換器に入って−１１８℃の温度で熱交換器を出る３１１。第２の減圧ＬＮＧストリーム３０８は、４２．５ｐｓｉａの圧力で熱交換器に入って−１１８℃の温度で熱交換器を出る３１２。第３の減圧ＬＮＧストリーム３０９は、７４ｐｓｉａの圧力で熱交換器に入って−１１８℃の温度で熱交換器を出る３１１。追加加圧ＬＮＧストリーム３１０は、１２３０ｐｓｉａの圧力で熱交換器に入って−９８．５℃の温度で熱交換器を出る３３５。第１、第２、及び第３の減圧ＬＮＧストリームは、それぞれ合計ＬＮＧ流れの０．９３％、１．９％、及び５．２３％を占める。追加加圧ＬＮＧストリームは、ＬＮＧ流れの残余（９１．９４％）を占める。この例に対して、熱交換器は、２℃の最小接近温度に対して設計された。それは、４８．１ＭＷの熱負荷に対して２．８８４℃の対数平均温度差を有していた。図４に見られるように、各ストリーム内のＬＮＧの圧力及び量を変化させることにより、４つのＬＮＧストリームの複合加温曲線は、窒素ガスストリームの冷却曲線を近似することができる。これは、ＬＩＮの形成及びＬＮＧの再ガス化の時のシステムのエネルギの効率的使用を可能にする。

ある一定の実施形態及び特徴を１組の数値上限及び１組の数値下限を使用して説明した。あらゆる下限からあらゆる上限までに及ぶ範囲がそれ以外の指示がない限り考えられていることを認めなければならない。全ての数値は、「ほぼ」又は「約」指示値であり、かつ当業者によって予想される考えられ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、及び本出願に引用した他の文書は、そのような開示が本出願に反しない程度までかつ組み込みが許される全ての権限に対して引用により完全に組み込まれている。

以上は、本発明の実施形態に関するものであるが、本発明の他の及び更に別の実施形態は、その基本的範囲から逸脱することなく考案することができ、その範囲は、以下に続く特許請求の範囲によって決定される。

Claims (29)

1. ガス処理施設で液化第１ガスストリームを生産する方法であって、
   （ａ）第１ガスストリームを与える段階と、
   （ｂ）液化第２ガスストリームを与える段階であって、該第２ガスが、前記第１ガスとは異なっており、該液化第２ガスストリームが、前記ガス処理施設とは異なる場所で第２ガスストリームの該液化から生産される前記与える段階と、
   （ｃ）前記液化第２ガスストリームを少なくとも第１の液化第２ガスストリームと第２の液化第２ガスストリームに分ける段階と、
   （ｄ）前記第１の液化第２ガスストリームの圧力を該第１の液化第２ガスストリームの該圧力が前記第２の液化第２ガスストリームのもの未満であるように低減する段階と、
   （ｅ）前記第１の液化第２ガスストリーム及び前記第２の液化第２ガスストリームを受ける単一マルチストリーム熱交換器において、前記第１の液化第２ガスストリーム及び前記第２の液化第２ガスストリームとの前記第１ガスストリームの間接熱交換により、該第１ガスストリームを液化して液化第１ガスストリームを形成する段階と、を含み、
   前記単一マルチストリーム熱交換器において、前記第１の液化第２ガスストリーム及び前記第２の液化第２ガスストリームは、前記単一マルチストリーム熱交換器の冷たい側で前記第１ガスストリームと熱交換し、
   前記方法は、さらに、
   （ｆ）前記第１の液化第２ガスストリームの少なくとも一部分を蒸発させて第１の第２ガスストリームを形成する段階と、
   （ｇ）前記第２の液化第２ガスストリームの少なくとも一部分を蒸発させて第２の第２ガスストリームを形成する段階と、
   （ｈ）前記第１の第２ガスストリーム及び前記第２の第２ガスストリームのうちの少なくとも一方を圧縮して圧縮第２ガスストリームを形成する段階と、
   を含むことを特徴とする方法。
2. 液体天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化施設で液化窒素ガス（ＬＩＮ）ストリームを生産する方法であって、
   （ａ）窒素ガスストリームを与える段階と、
   （ｂ）各ＬＮＧストリームの圧力が互いに独立かつ異なる少なくとも２つのＬＮＧストリームを与える段階と、
   （ｃ）前記窒素ガスストリームを少なくとも１つの熱交換器内の前記ＬＮＧストリームとの該窒素ガスストリームの間接熱交換によって液化する段階と、を含み、
   前記少なくとも１つの熱交換器は、前記少なくとも２つのＬＮＧストリームを受ける前記単一マルチストリーム熱交換器であり、前記単一マルチストリーム熱交換器において、前記少なくとも２つのＬＮＧストリームは、前記単一マルチストリーム熱交換器の冷たい側で前記窒素ガスストリームと熱交換し、
   前記方法は、
   （ｄ）前記２つのＬＮＧストリームの少なくとも一部分を蒸発させて少なくとも２つの天然ガスストリームを生産する段階と、
   （ｅ）前記２つの天然ガスストリームのうちの少なくとも一方を圧縮して圧縮天然ガスを形成する段階と、
   を含むことを特徴とする方法。
3. 前記窒素ガスストリームは、７０％よりも多い窒素を含むことを特徴とする請求項２又は請求項２に記載の方法。
4. 前記窒素ガスストリームは、５０ｐｓｉａよりも高い圧力で与えられることを特徴とする請求項２又は請求項３に記載の方法。
5. 前記熱交換器に与えられる前に前記窒素ガスストリームを２００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮する段階を更に含むことを特徴とする請求項２から請求項４のいずれか１項に記載の方法。
6. 前記窒素ガスストリームは、１０００ｐｓｉよりも高い圧力まで圧縮されることを特徴とする請求項５に記載の方法。
7. 前記ＬＮＧストリームは、ＬＩＮを唯一の冷媒として使用するＬＮＧ生産施設で生産されることを特徴とする請求項２から請求項６のいずれか１項に記載の方法。
8. 前記圧縮天然ガスストリームのうちの少なくとも１つが、天然ガス販売パイプラインに向けられることを特徴とする請求項２から請求項７のいずれか１項に記載の方法。
9. 前記ＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つが、５０から２００ｐｓｉの間である圧力で与えられることを特徴とする請求項２から請求項８のいずれか１項に記載の方法。
10. 前記少なくとも２つのＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つが、圧力が低減されて減圧ＬＮＧストリームを形成することを特徴とする請求項２から請求項９のいずれか１項に記載の方法。
11. 前記ＬＮＧストリームの前記圧力の低減は、１又は２以上の弁、１又は２以上の油圧タービン、又はその組合せを使用して行われることを特徴とする請求項１０に記載の方法。
12. 前記減圧ＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つが、１０から３０ｐｓｉの間の圧力を有することを特徴とする請求項１０に記載の方法。
13. 前記減圧ＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つが、３０から６０ｐｓｉの間の圧力を有することを特徴とする請求項１０に記載の方法。
14. 前記少なくとも２つのＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つが、１又は２以上のポンプを使用して加圧されて追加加圧ＬＮＧストリームを形成することを特徴とする請求項２から請求項１３のいずれか１項に記載の方法。
15. 前記追加加圧ＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つが、８００ｐｓｉに等しいか又はそれよりも高い圧力を有することを特徴とする請求項１４に記載の方法。
16. 前記追加加圧ＬＮＧストリームのうちの少なくとも１つが、１２００ｐｓｉに等しいか又はそれよりも高い圧力を有することを特徴とする請求項１４に記載の方法。
17. 前記熱交換器は、ろう付けアルミニウムタイプ熱交換器、螺旋巻きタイプ熱交換器、印刷回路タイプ熱交換器、又はその組合せであることを特徴とする請求項２から請求項１６のいずれか１項に記載の方法。
18. 前記少なくとも２つの天然ガスストリームのうちの少なくとも１つの温度が、−５０℃よりも低いことを特徴とする請求項２から請求項１７のいずれか１項に記載の方法。
19. 前記少なくとも２つの天然ガスストリームのうちの少なくとも１つの温度が、−１００℃よりも低いことを特徴とする請求項２から請求項１７のいずれか１項に記載の方法。
20. 液体天然ガス（ＬＮＧ）再ガス化施設で液化窒素ガス（ＬＩＮ）ストリームを生産する方法であって、
    （ａ）窒素ガスストリームを与える段階と、
    （ｂ）液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを与える段階と、
    （ｃ）前記ＬＮＧストリームを少なくとも第１、第２、第３、及び第４のＬＮＧストリームに分ける段階と、
    （ｄ）前記第１、第２、及び第３のＬＮＧストリームの圧力を該第１のＬＮＧストリームの該圧力が１０ｐｓｉａから３５ｐｓｉａであり、該第２のＬＮＧストリームの該圧力が３０から６０ｐｓｉａであり、かつ該第３のＬＮＧストリームの該圧力が５０から１００ｐｓｉａであるように低減する段階と、
    （ｅ）前記第１、第２、第３、及び第４のＬＮＧストリームを受ける単一マルチストリーム熱交換器において、前記第１、第２、第３、及び第４のＬＮＧストリームとの前記窒素ガスストリームの間接熱交換により、該窒素ガスストリームを液化して液化窒素ストリームを形成する段階と、を含み、
    前記単一マルチストリーム熱交換器において、前記第１、第２、第３、及び第４のＬＮＧストリームは、前記単一マルチストリーム熱交換器の冷たい側で前記窒素ガスストリームと熱交換し、
    （ｆ）前記第１、第２、第３、及び第４のＬＮＧストリームの少なくとも一部分を蒸発させて第１、第２、第３、及び第４の天然ガスストリームを形成する段階と、
    （ｇ）前記第１、第２、第３、又は第４の天然ガスストリームのうちの少なくとも１つを圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
    を含むことを特徴とする方法。
21. 段階（ｂ）で与えられる前記ＬＮＧストリームは、１４ｐｓｉａから２５ｐｓｉａの圧力で与えられることを特徴とする請求項２０に記載の方法。
22. 段階（ｃ）の前に段階（ｂ）の前記ＬＮＧストリームを５０ｐｓｉａから２００ｐｓｉａの圧力まで加圧する段階を更に含むことを特徴とする請求項２０又は請求項２１に記載の方法。
23. 段階（ｃ）の前記第４のＬＮＧストリームの圧力を８００ｐｓｉａよりも高い圧力まで増大する段階を更に含むことを特徴とする請求項２０から請求項２２のいずれか１項に記載の方法。
24. 段階（ｅ）で前記熱交換器に導入される前記窒素ガスストリームの圧力が、１０００ｐｓｉａよりも高い圧力にあることを特徴とする請求項２０から請求項２３のいずれか１項に記載の方法。
25. 前記熱交換器の出口での前記第１、第２、及び第３の天然ガスストリームの温度が、−１２０℃から−７５℃であることを特徴とする請求項２０から請求項２４のいずれか１項に記載の方法。
26. 前記熱交換器の出口での前記第４の天然ガスストリームの温度が、−８０℃から−１００℃であることを特徴とする請求項２０から請求項２５のいずれか１項に記載の方法。
27. 前記第１のＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの５％未満を含むことを特徴とする請求項２０から請求項２６のいずれか１項に記載の方法。
28. 前記第２のＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの７％未満を含むことを特徴とする請求項２０から請求項２７のいずれか１項に記載の方法。
29. 前記第３のＬＮＧストリームは、合計ＬＮＧ流れの１０％未満を含むことを特徴とする請求項２０から請求項２８のいずれか１項に記載の方法。

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