JP6772268B2 - 液体窒素によって強化された膨張器ベースのｌｎｇ生産工程 - Google Patents

Description

〔関連出願への相互参照〕
この出願は、引用により本明細書にその全体が組み込まれている２０１５年１２月１４日出願の「液体窒素によって強化された膨張器ベースのＬＮＧ生産工程」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９７９号の利益を主張するものである。

この出願は、全てが共通の発明者及び譲受人を有し、本明細書と同じ日付で提出され、その開示が全体的に引用により本明細書に組み込まれている「液化窒素を使用して液化天然ガスから窒素を分離する方法及びシステム」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９７６号明細書、「液体窒素を貯蔵する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）を形成する天然ガス液化の分野に関する。より具体的は、本発明の開示は、沖合及び／又は遠隔の天然ガス源からのＬＮＧの産出及び移送に関する。

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

ＬＮＧは、天然ガスの豊富な供給を有する場所から天然ガスに対する需要の高い遠隔場所まで天然ガスを供給する急速に成長中の手段である。従来のＬＮＧサイクルは、ａ）水、硫黄化合物、及び二酸化炭素のような汚染物質を除去するための天然ガスリソースの初期処理、ｂ）プロパン、ブタン、ペンタンなどのような一部のより重質な炭化水素ガスの自己冷凍、外部冷凍、希薄オイルなどを含む様々な可能な方法による分離、ｃ）大気圧又はその近くかつ約−１６０℃で液化天然ガスを形成するための実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍、ｄ）輸送を目的に設計された船舶又はタンカー内でのＬＮＧ製品の市場場所への輸送、及びｅ）天然ガス消費者に配給することができる加圧天然ガス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。従来のＬＮＧサイクルの段階（ｃ）は、通常は、炭素及び他の放出物を実質的に放出する大型ガスタービンドライバによって多くの場合に給電される大型冷凍圧縮器の使用を要求する。数十億米ドルの大型資本投資と大規模インフラストラクチャーが液化プラントの一部として必要である。従来のＬＮＧサイクルの段階（ｅ）は、一般的に、極低温ポンプを使用してＬＮＧを必要な圧力まで再加圧する段階と、次に、中間流体を通して最終的には海水によって熱交換することにより、又は天然ガスの一部分を燃焼させてＬＮＧを加熱して気化させることにより、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配置された陸上及び沿岸ガス田に関しても益々考慮されている。この技術は、生産現場での環境フットプリントがより小さいという点で従来型の陸上ＬＮＧに勝るある一定の利点を有する。この技術はまた、ＬＮＧ施設の大部分が造船所で安い賃金率及び低い契約履行リスクで建設されるので、プロジェクトをより迅速かつより低コストで引き渡すことができる。

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

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

Ｗｉｌｌｉａｍｓ他に付与された米国特許第３，４００，５４７号明細書は、異なる場所で生成された液体窒素（ＬＩＮ）が天然ガスを液化するための冷媒として使用されるＬＮＧ生産施設内の工程を開示している。この工程は、蒸発するＬＩＮとの間接熱交換によって天然ガスを凝縮させる前に、プロパン冷却器を使用して天然ガスを冷却する。Ｔｈｏｍｐｓｏｎに付与された英国特許第１，５９６，３３０号明細書は、異なる場所で生成された液体窒素（ＬＩＮ）が天然ガスを液化するための冷媒として使用されるＬＮＧ生産施設内の工程を開示している。この工程は、天然ガスをＬＮＧに液化するためにＬＩＮと組み合わせたプロパン及びエチレン冷却機を使用する。これらの２つの特許によって開示された工程は、機械式冷凍システムを使用し、一方でＬＮＧを生産するために有意な量のＬＩＮを依然として必要とするという欠点を有する。両方の工程は、生産されるＬＮＧの各トンに対して約１トン又はそれよりも多いＬＩＮを必要とすると推定している。ＦＬＮＧ用途では、浮遊式構造体の上甲板又は船体内のいずれかのＬＩＮ貯蔵のための空間が制限される場合がある。ＬＩＮを使用するＦＬＮＧに対してＬＮＧ生産技術を有することは、それが液化工程に必要とされる上甲板空間を有意な低減すると考えられるので有利であろう。これに加えて、生産されるＬＮＧの各トンに対して１トン未満のＬＩＮ、又はより好ましくは０．７５トン未満のＬＩＮ、又はより好ましくは０．５トン未満のＬＩＮを使用するＬＮＧ生産技術を有することは有利であろう。

Ｆｏｇｌｉｅｔｔａに付与された米国特許第６，４１２，３０２号明細書は、ＬＮＧを形成するのに２つの独立した閉冷凍ループを使用して供給ガスを冷却する供給ガス膨張器ベースの工程を説明している。第１の閉冷凍ループは、供給ガス又は供給ガスの成分を冷媒として使用する。窒素ガスが、第２の閉冷凍ループのための冷媒として使用される。この技術は、二重ループ窒素膨張器ベースの工程よりも必要とする機器及び上甲板空間が少ないという利点を有する。例えば、低圧圧縮器内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では２０から５０％少なくすることができる。しかし、この技術は、１．５ＭＴＡ未満の容量に依然として制限されている。

Ｍｉｎｔａに付与された米国特許第８，６１６，０１２号明細書は、供給ガスが閉冷凍ループ内の冷媒として使用される供給ガス膨張器ベースの工程を説明している。この閉冷凍ループ内では、冷媒は、１５００ｐｓｉａよりも高いか又はそれに等しい又はより好ましくは２５００ｐｓｉａよりも高い圧力まで圧縮される。この冷媒は、次に冷却され、膨張させて極低温を達成する。この冷却された冷媒は、次に、熱交換器内に使用されて供給ガスを温かい温度から極低温まで冷却する。次に、サブクール冷凍ループが使用され、供給ガスを更に冷却してＬＮＧを形成する。一実施形態では、サブクール冷凍ループは、冷媒としてフラッシュガスを使用する閉ループである。この供給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及び供給ガスの圧縮に対するその要件に起因して機器総数が多くて複雑さが増すという欠点を有する。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になることを意味する。

Ｍａｕｎｄｅｒ他に付与された英国特許第２，４８６，０３６号明細書は、膨張後の気相を使用して天然ガスを液化す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供給ガス膨張器ベースの工程を説明している。Ｍａｕｎｄｅｒによると、この工程に液化膨張器を含むことは、再生ガス率及び全体的に必要とされる冷凍電力を有意に低減する。この技術は、唯１つの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、Ｆｏｇｌｉｅｔｔａ及びＭｉｎｔａが説明する技術よりも簡単である。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ＬＮＧ生産の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Ｆｏｇｌｉｅｔｔａ及びＭｉｎｔａが説明する技術よりも効率が劣ることも示されている。

米国仮特許出願第６２／２６６，９７６号明細書 米国仮特許出願第６２／２６６，９８３号明細書 米国仮特許出願第６２／６２２、９８５号明細書 米国特許第３，４００，５４７号明細書 英国特許第１，５９６，３３０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 英国特許第２，４８６，０３６号明細書

膨張器ベースの工程の利点を有し、一方で施設フットプリントを低減して高いＬＮＧ生産容量を有するＬＮＧ生産工程を開発する必要性が残っている。船舶の動揺がガス処理に関して抱える難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。そのような高容量膨張器ベースの液化工程は、膨張器ベースの液化工程の本質的な安全性及び単純性が高く評価されるＦＬＮＧ用途に特に適切であると考えられる。

本発明の開示は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法を提供する。天然ガスストリームは、機械式冷凍ユニットに向けられて天然ガスストリームを液化し、５０ｐｓｉａ（３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（３４４５ｋＰａ）未満である圧力を有する加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを形成する．液体冷媒サブクールユニットが、第１の場所に設けられる。液体冷媒は、第１の場所から地理的に分離した第２の場所で生成される。生成された液体冷媒は、第１の場所に輸送される。加圧ＬＮＧストリームは、加圧ＬＮＧストリームと液体冷媒の少なくとも１つのストリームとの間で熱を交換することによって液体冷媒サブクールユニット内でサブクールされ、それによってＬＮＧストリームを生産する。

本発明の開示はまた、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産するためのシステムを提供する。機械式冷凍ユニットが、供給ガス膨張器ベースの工程を使用して天然ガスストリームを液化し、５０ｐｓｉａ（３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（３４４５ｋＰａ）未満である圧力を有する加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを形成する。液体窒素（ＬＩＮ）サブクールユニットが、第１の場所に配置される。液体窒素（ＬＩＮ）ストリームが、第１の場所から地理的に分離した第２の場所で生成される。ＬＩＮストリームは、ＬＩＮサブクールユニットに輸送される。ＬＩＮサブクールユニットは、加圧ＬＮＧストリームとＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つのストリームとの間で熱を交換することによって加圧ＬＮＧストリームをサブクールし、それによってＬＮＧストリームと少なくとも１つの蒸発ＬＩＮストリームとを生成する。

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。

膨張器ベースの熱交換器工程に対する温度冷却曲線を示すグラフである。 公知のＦＬＮＧ技術の価値連鎖の簡略図である。 開示する態様の価値連鎖の簡略図である。 開示する態様によるシステムの概略図である。 開示する態様による機械式冷凍ユニットの概略図である。 開示する態様による液体窒素（ＬＩＮ）サブクールユニットの概略図である。 開示する態様によるＬＩＮサブクールユニットの概略図である。 開示する態様による方法を示すフローチャートである。

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かれている。

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。この説明よって、本発明の開示の範囲を限定することは意図されていない。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が、本発明の開示が関連する当業者が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つの公開文献又は発行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。

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

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

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

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

上述のように、従来のＬＮＧサイクルは、（ａ）水、硫黄化合物、及び二酸化炭素のような汚染物質を除去するための天然ガス源の初期処理、（ｂ）プロパン、ブタン、ペンタンのような一部のより重質な炭化水素ガスの自己冷凍、外部冷凍、希薄オイルのような様々な可能な方法による分離、（ｃ）大気圧又はその近くで約−１６０℃でのＬＮＧを形成するための実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍、（ｄ）輸送を目的に設計された船舶又はタンカーによるＬＮＧ製品の市場場所までの輸送、及び（ｅ）天然ガス消費者に配給することができる加圧天然ガスストリームを形成するための再ガス化プラント内でのＬＮＧの再加圧及び再ガス化を含む。本発明の開示は、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、開ループの冷却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、上述の段階（ｅ）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。

本明細書に開示する態様は、機械式冷凍工程から生じる液化天然ガスをサブクールするために異なる場所で生成された液体冷媒を使用してＬＮＧ生産のための機械的冷凍工程を強化する方法を提供する。より具体的は、処理された天然ガスを機械式冷凍工程に向けることができる工程を説明する。天然ガスを機械式冷凍工程内で完全に液化して加圧ＬＮＧストリームを生産することができ、その加圧ＬＮＧストリームの圧力は、５０ｐｓｉａ（又は３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（又は３４４５ｋＰａ）未満、又はより具体的は１００ｐｓｉａ（又は６９０ｋＰａ）よりも高く４００ｐｓｉａ（又は２７５８ｋＰａ）未満、又はより具体的は２００ｐｓｉａ（又は１３７９ｋＰａ）よりも高く３００ｐｓｉａ（又は２０６８ｋＰａ）未満である。加圧ＬＮＧストリームは、次に、少なくとも１つの液体冷媒ストリームと熱を交換することによってサブクールされ、ＬＮＧストリームを形成することができる。液体冷媒ストリームは、天然ガスが液化される場所とは異なる地理的場所で生成され、それは、天然ガスが液化される場所から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マイルである場合がある。機械式冷凍工程は、単一混合冷媒工程、純粋成分カスケード冷媒工程、二重混合冷媒工程、膨張器ベースの冷凍工程、又は天然ガスストリームを液化して加圧ＬＮＧストリームを生産することができるあらゆる他の公知の冷凍工程とすることができる。

或る態様では、ＬＮＧ生産のための膨張器ベースの工程は、膨張器ベースの工程から生じる加圧ＬＮＧをサブクールするために異なる場所で生成されたＬＩＮを使用することによって強化することができる。天然ガスを液化に適するものにするために、天然ガスを処理して存在する場合に水、重質炭化水素、及び酸性ガスのような不純物を除去することができる。処理された天然ガスを膨張器ベースの工程内で完全に液化して加圧ＬＮＧストリームを生産することができ、その加圧ＬＮＧストリームの圧力は、５０ｐｓｉａ（又は３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（又は３４４５ｋＰａ）未満、又はより具体的は１００ｐｓｉａ（又は６９０ｋＰａ）よりも高く４００ｐｓｉａ（又は２７５８ｋＰａ）未満、又はより具体的は２００ｐｓｉａ（又は１３７９ｋＰａ）よりも高く３００ｐｓｉａ（又は２０６８ｋＰａ）未満である。加圧ＬＮＧストリームは、次に、少なくとも１つのＬＩＮストリームと熱を交換することによってサブクールされ、ＬＮＧストリームを形成することができる。膨張器ベースの工程は、窒素ガス膨張器ベースの工程とすることができ、又は供給ガス膨張器ベースの工程とすることができる。

図１は、膨張器ベースの液化工程に対する典型的な温度冷却曲線１００を示している。低い方の温度曲線１０４は、天然ガスストリームに対する温度曲線である。高い方の温度曲線１０２は、冷熱冷却ストリームと温熱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によって特徴付けられる。最低温度のピンチポイント１０６は、２つの冷却ストリームのうちのより冷たいストリームであり、典型的に冷熱冷却ストリームが熱交換器に入るところで生じる。中間温度のピンチポイント１０８は、第２の冷却ストリームであり、典型的に温熱冷却ストリームが熱交換器に入るところで生じる。温かい温度のピンチポイント１１０は、冷熱冷却ストリーム及び温熱冷却ストリームが熱交換器を出るところで生じる。最低温度のピンチポイント１０６は、冷熱冷却ストリームに必要とされる流量を設定する。冷熱冷却ストリームは、低温まで膨張される前に最初に温熱冷却ストリームによって冷却されるので、冷熱冷却ストリームの流量も、温熱冷却ストリームに必要とされる流量に影響を与える。機器サイズ及び必要とされる電力を有意に増大することなく膨張器ベースの工程の容量を増大させる１つの方法は、最低温度ピンチポイントの温度を上昇させることである。そのような場合に、ＬＮＧを生産するために、膨張器ベースの工程から来る加圧ＬＮＧをサブクールするための追加の冷凍が必要である。別の機械式冷凍サイクルで加圧ＬＮＧをサブクールすることは有利でも効率的でもない。この理由から、本明細書に説明する態様は、加圧ＬＮＧをサブクールするために異なる場所で生成された液体冷媒の使用を提案する。液体冷媒はＬＩＮとすることができる。

ある一定の状況下では、液体冷媒は、加圧ＬＮＧ及び液化冷媒を生成する全体工程を従来のＬＮＧ生産工程よりも熱力学的に効率的なものにするエネルギ量で生成することができる。例えば、液体冷媒は、空気分離プラントから生成された窒素とすることができ、窒素は、ＬＮＧのガス化から得られる冷熱を使用して液化される。一般的は、ＬＮＧのガス化中に、ＬＮＧをガス化する段階から得られるエネルギは全て環境に失われる。このエネルギを使用することは、開示する態様の全体エネルギ要件を従来のＬＮＧ生産工程のエネルギコストに同等又はそれよりも小さいものとするのに十分な低エネルギコストでＬＩＮを生成することを可能にする。

開示する態様により、膨張器ベースの工程は、供給ガス膨張器ベースの工程である場合がある。供給ガス膨張器ベースの工程は、再利用ループが暖端膨張器ループ及び冷端膨張器ループを有する開ループ供給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排出し、冷端膨張器は第２の冷却ストリームを排出することができる。第１冷却ストリームの温度は、第２冷却ストリームの温度よりも高いとすることができる。第１冷却ストリームの圧力は、第２冷却ストリームの圧力と同じか又は同様とすることができる。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る２相ストリームを排出することができる。天然ガスを液化に適するものにするために天然ガスを処理し、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することができる。処理された天然ガスは、第１の冷却ストリームと第２の冷却ストリームとの間接熱交換によって完全に液化され、第１の加圧ＬＮＧストリームを生産することができる。第１の加圧ＬＮＧストリームを第２の加圧ＬＮＧストリームと組み合わせて１つの加圧ＬＮストリームを形成することができる。加圧ＬＮＧストリームの圧力は、５０ｐｓｉａ（又は３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（又は３４４５ｋＰａ）未満、又はより具体的は１００ｐｓｉａ（又は６９０ｋＰａ）よりも高く４００ｐｓｉａ（又は２７５８ｋＰａ）未満、又はより具体的は２００ｐｓｉａ（又は１３７９ｋＰａ）よりも高く３００ｐｓｉａ（又は２０６８ｋＰａ）未満である。加圧ＬＮＧストリームは少なくとも１つのＬＩＮストリームと熱を交換することによってサブクールされ、ＬＮＧストリームを形成することができる。サブクール工程は、蒸発しているＬＩＮストリームと加圧ＬＮＧストリームの間の間接熱交換を可能にする少なくとも１つの熱交換器の使用を含むことができる。サブクール工程は、加圧ＬＮＧストリームの冷却を促進するために圧縮器、膨張器、分離器、及び／又は他の公知の機器のような他の機器を更に含むことができる。加圧ＬＮＧストリームとの熱交換の後で、蒸発したＬＩＮストリームを使用して、処理された天然ガスの第２のストリームを液化して追加の加圧ＬＮＧストリームを生産することができる。追加の加圧ＬＮＧストリームは、加圧ＬＮＧストリームをＬＩＮでサブクールする前に加圧ＬＮＧストリームと組み合わせることができる。

１つの開示する態様では、生産されたＬＮＧは、ＬＮＧ生産場所でＬＮＧ運搬船及び／又は二重目的運搬船に積み込まれ、異なる場所にある輸入ターミナルまで輸送され、そこでＬＮＧが荷降ろしされて再ガス化される。ＬＮＧのガス化に由来する冷熱エネルギを使用して、その後にＬＮＧ運搬船及び／又は二重目的運搬船に積み込まれてＬＮＧ生産場所まで送り返される窒素を液化することができ、そのＬＩＮは、処理された天然ガスを液化するのに使用される。

図２Ａ及び２Ｂは、本明細書に開示する態様の価値連鎖と従来型ＦＬＮＧ技術の価値連鎖との違いを強調した簡略図であり、ＦＬＮＧ施設は天然ガスを処理して液化するのに必要な全ての又は事実上全ての機器を収容する。図２Ａに示すように、ＬＮＧ貨物船２００ａは、ＬＮＧをＦＬＮＧ施設２０２から陸上輸入ターミナル２０４へ輸送し、そこでＬＮＧは荷降ろしされて再ガス化される。この時点で積荷及びバラストが空となったＬＮＧ貨物船２００ｂは、ＦＬＮＧ施設に戻り、ＬＮＧが再び積み込まれる。対照的に、本明細書に開示して図２に示す態様は、ＦＬＮＧ施設２０２（図２Ａ）よりも遥かに小さいフットプリントを有する浮遊式処理ユニット（ＦＰＵ）２０６を提供する。図２Ｂを参照すると、輸入ターミナル２０４でＬＩＮを積み込んだＬＩＮ貨物船又は二重目的船２０８ａは、ＦＰＵ２０６に到着し、そのＬＩＮ積荷をＦＰＵ上の及び／又はＦＰＵ内の貯蔵タンクに荷降ろしする。ＦＰＵ２０６上で、機械式冷凍ユニットが、天然ガスを加圧ＬＮＧストリームまで冷却する。次に、加圧ＬＮＧストリームはＦＰＵ２０６上のＬＩＮサブクールユニット内でサブクールされてＬＮＧを生産する。生産されたＬＮＧは、ＬＮＧ貨物船又は二重目的船２０８ｂへ輸送される。この時点でＬＮＧを積み込んだＬＮＧ貨物船又は二重目的船２０８ｂは、輸入ターミナル２０４に送られ、そこでＬＮＧが荷降ろしされて再ガス化される。ＬＮＧの再ガス化に由来する冷熱エネルギを使用して、輸入ターミナル２０４で窒素を液化する。輸入ターミナル２０４で液化される窒素は、空気分離ユニット２１０で生成することができる。空気分離ユニット２１０は、輸入ターミナル２０４の一部であるか又は輸入ターミナル２０４内にあるか又は輸入ターミナル２０４とは別の施設である場合がある。ＬＩＮは、次に、ＬＩＮ貨物船又は二重目的船に積み込むことができ、それらはＦＰＵ２０６に戻って液化工程を繰り返す。

別の態様では、ＬＩＮを使用して、ＬＮＧの生産、輸送、及び／又は荷降ろし中にタンクからのＬＮＧボイルオフクガスを液化することができる。別の態様では、サブクール工程からのＬＩＮ及び／又は蒸発したＬＩＮを使用して、機械式冷凍工程のガスタービンに入る入口空気を冷却することができる。別の態様では、ＬＩＮ及び／又はＬＩＮボイルオフガスを使用して、液化工程のターンダウン又はシャットダウン中に液化機器を冷たく保つことができる。別の態様では、窒素蒸気を使用して、ＬＮＧ生産間の期間中に極低温熱交換器の霜取りをすることができる。汚染物質を含む窒素蒸気を大気に放出することができる。

図３は、開示する態様によるシステム３００の概略図である。液化に適する処理された天然ガスストリーム３０２を生産するために天然ガスを処理し、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することができる。処理された天然ガスストリーム３０２は、処理された天然ガス３０２を完全に液化して加圧ＬＮＧストリーム３０６を生産する機械式冷凍ユニット３０４に向けることができる。加圧ＬＮＧストリーム３０６の圧力は、５０ｐｓｉａ（又は３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（又は３４４５ｋＰａ）未満、又はより具体的は１００ｐｓｉａ（又は６９０ｋＰａ）よりも高く４００ｐｓｉａ（又は２７５８ｋＰａ）未満、又はより具体的は２００ｐｓｉａ（又は１３７９ｋＰａ）よりも高く３００ｐｓｉａ（又は２０６８ｋＰａ）未満である場合がある。機械式冷凍ユニット３０４は、単一混合冷媒工程、純粋成分カスケード冷媒工程、二重混合冷媒工程、膨張器ベースの冷凍工程、又は処理された天然ガスストリーム３０２を加圧ＬＮＧストリーム３０６に液化することができるあらゆる他の公知の冷凍工程とすることができる。機械式冷凍ユニット３０４は、機械式冷凍ユニット３０４内の圧縮器を駆動する機械的動力を提供するのに使用されるガスタービンを有することができる。加圧ＬＮＧストリーム３０６は、加圧ＬＮＧストリーム３０６が液体冷媒ストリーム３１０と熱交換してサブクールされ、ＬＮＧストリーム３１２を形成する液体冷媒サブクールユニット３０８に向けることができる。液体冷媒ストリーム３１０は、機械式冷凍ユニット３０４及び液体冷媒サブクールユニット３０８の場所とは異なる場所で生成される。液体冷媒ストリーム３１０は、液体冷媒サブクールユニット３０８内で蒸発して加温された後、冷媒ガス排気３１４として液体冷媒サブクールユニット３０８を出る。液体冷媒サブクールユニット３０８は、液体冷媒ストリーム３１０と加圧ＬＮＧストリーム３０６の間の間接熱交換を可能にする少なくとも１つの熱交換器を有する。液体冷媒サブクールユニット３０８は、加圧ＬＮＧストリーム３０６の冷却を促進するために圧縮器、膨張器、分離器、及び／又は他の公知の機器のような他の機器を更に含むことができる。加圧ＬＮＧストリーム３０６との熱交換の後で、蒸発したＬＩＮストリーム３１０を使用して、処理された天然ガスの第２のストリーム３１６を液化して追加の加圧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３０６を液体冷媒ストリーム３１０でサブクールして加圧ＬＮＧストリーム３１２を形成する前に、追加の加圧ＬＮＧストリームを加圧ＬＮＧストリーム３０６と組み合わせることができる。

図４は、開示する態様による機械式冷凍ユニット４００の図である。機械式冷凍ユニット４００は、供給ガス膨張器ベースの工程を含む。液化に適する処理された天然ガスストリーム４０２を生産するために機械式冷凍ユニット４００によって液化され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することができる。組合せデバイス４０３を使用して、処理された天然ガスストリーム４０２が再利用冷媒ストリーム４０４と組み合わされる。次に、組合せ天然ガスストリーム４０５は、本明細書で説明するように、１又は２以上のマニホルド、分流器、又は他のタイプの分離器４０６、４０８、４０９によって分離され、第２の処理された天然ガスストリーム４１０、第１の冷媒ストリーム４１２、第２の冷媒ストリーム４１４、及び液体冷媒を使用して液化される処理された天然ガス小ストリーム４１５を生成することができる。第１の冷媒ストリーム４１２を第１の膨張器４１７内で膨張させて第１の冷却ストリーム４１６を生成する。第１の冷却ストリーム４１６は、それが第２の処理された天然ガスストリーム４１０及び第２の冷媒ストリーム４１４と熱交換してこれら２つのストリームを冷却する少なくとも１つの熱交換器４１８に入る。ここで加温された第１の冷却ストリーム４１６は、第１の温熱ストリーム４２０として少なくとも１つの熱交換器４１８を出る。第２の冷媒ストリーム４１４は、少なくとも１つの熱交換器４１８で冷却された後、第２の膨張器４２２で膨張して２相ストリーム４２４を生成する。２相ストリーム４２４の圧力は、第１の冷却ストリーム４１６の圧力と同じか又はほぼ同じとすることができる。２相ストリーム４２４は、２相分離器４２６内でその蒸気成分とその液体成分に分離され、第２の冷却ストリーム４２８と第２の加圧ＬＮＧストリーム４３０とを形成することができる。第１の冷却ストリーム４１６の温度は、第２の冷却ストリーム４２８の温度よりも高いとすることができる。第２の加圧ＬＮＧストリーム４３０は、ポンプ４３２を使用して、２相分離器４２６を出た後でより高い圧力に圧縮することができる。第２の冷却ストリーム４２８は、それが第２の処理された天然ガスストリーム４１０及び第２の冷媒ストリーム４１４と熱交換してそれらのストリームを冷却する少なくとも１つの熱交換器４１８に入ることができる。加温された第２の冷却ストリームは、第２の温熱ストリーム４３４として少なくとも１つの熱交換器４１８を出る。第２の処理された天然ガスストリーム４１０は、第１の冷却ストリーム４１６及び第２の冷却ストリーム４２８と熱交換して、第１の加圧ＬＮＧストリーム４３６を生成することができる。第１の加圧ＬＮＧストリーム４３６が少なくとも１つの熱交換器４１８を出た後で、第１の加圧ＬＮＧストリーム４３６を油圧タービン４３７又は他の減圧デバイスで減圧することができる。第１の加圧ＬＮＧストリーム４３６を第２の加圧ＬＮＧストリーム４３０と組み合わせて組合せ加圧ＬＮＧストリーム４３８を形成することができる。組合せ加圧ＬＮＧストリーム４３８の圧力は、５０ｐｓｉａ（又は３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（又は３４４５ｋＰａ）未満、又はより具体的は１００ｐｓｉａ（又は６９０ｋＰａ）よりも高く４００ｐｓｉａ（又は２７５８ｋＰａ）未満、又はより具体的は２００ｐｓｉａ（又は１３７９ｋＰａ）よりも高く３００ｐｓｉａ（又は２０６８ｋＰａ）未満である場合がある。本明細書で更に説明するように、加圧ＬＮＧストリーム４３８は、ＬＩＮサブクールユニットに向けることができる。

第１の温熱ストリーム４２０を組合せ装置４４０内で第２の温熱ストリーム４３４と組み合わせて組合せ温熱冷媒ストリーム４４２を形成することができる。組合せ温熱冷媒ストリーム４４２を複数の圧縮器段で圧縮して再利用冷媒ストリーム４０４を形成することができる。圧縮器段は、第１の圧縮器段４４４、第２の圧縮器段４４６、及び第３の圧縮器段４４８を含むことができる。第１の圧縮器段４４４は、ガスタービン（図示せず）によって駆動することができる。第２の圧縮器段４４６は、第１の膨張器４１７により生成されるシャフト動力だけによって駆動することができる。第３の圧縮器段４４８は、第２の膨張器４２２により生成されるシャフト動力だけによって駆動することができる。冷却器４５０、４５２、及び４５４は、それぞれ第１、第２、及び第３の圧縮器段４４４、４４６、４４８の後で組合せ温熱冷媒ストリーム４４２を冷却することができる。

図５は、開示する態様によるＬＩＮサブクールユニット５００の概略図である。ＬＩＮサブクールユニット５００は、図４に示す機械式冷凍ユニット４００と共に使用することができる。ＬＩＮサブクールユニット５００の場所とは異なる場所で生成されたＬＩＮは、ＬＩＮサブクールユニット５００の場所まで輸送され、ＬＩＮストリーム５０４として少なくとも１つの熱交換器５０２に向けられる。ＬＩＮストリーム５０４は、少なくとも１つの熱交換器５０２内で加圧ＬＮＧストリーム５０６（これは、図４の組合せ加圧ＬＮＧストリーム４３８と同じとすることができる）をサブクールすることによって蒸発し、蒸発した窒素ストリーム５０８とＬＮＧストリーム５１０とを生成する。蒸発した窒素ストリーム５０８を第２の熱交換器５１２に向けて、処理された天然ガス小ストリーム４１５と同じとすることができる処理された天然ガスストリーム５１４を液化し、追加の加圧ＬＮＧストリーム５１６を形成することができる。追加の加圧ＬＮＧストリーム５１６は、少なくとも１つの熱交換器５０２に入る前に、組合せ装置５１８で加圧ＬＮＧストリーム５０６と組み合わせることができる。追加の加圧ＬＮＧストリーム５１６は、加圧ＬＮＧストリーム５０６と組み合わされる前に、油圧タービン５２０又は他の減圧装置で減圧することができる。蒸発した窒素ストリーム５０８は、処理された天然ガスストリーム５１４によって第２の熱交換器５１２内で加熱され、大気に放出されるか又はＬＩＮサブクールユニット５００が配置されたガス処理施設の他の区域内で使用することができる窒素放出ガスストリーム５２２を形成する。

図６は、開示する態様によるＬＩＮサブクールユニット６００の概略図である。ＬＩＮサブクールユニット６００は、図４に示す機械式冷凍ユニット４００と共に使用することができる。ＬＩＮサブクールユニット６００の場所とは異なる場所で生成されたＬＩＮは、その異なる場所から輸送されてＬＩＮストリーム６０２としてＬＩＮサブクールユニット６００に向けられる。ポンプ６０４は、ＬＩＮストリーム６０２を４００ｐｓｉよりも高い圧力までポンピングして高圧ＬＩＮストリーム６０６を形成することができる。高圧ＬＩＮストリーム６０６は、少なくとも１つの熱交換器６１０内で加圧ＬＮＧストリーム６０８（これは、図４の組合せ加圧ＬＮＧストリーム４３８と同じとすることができる）と熱交換して第１の加温窒素ガスストリーム６１２を形成する。第１の加温窒素ガスストリーム６１２を第１の膨張器６１４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６１６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６１６は、少なくとも１つの熱交換器６１０内で加圧ＬＮＧストリーム６０８と熱交換して第２の加温窒素ガスストリーム６１８を形成する。

第２の加温窒素ガスストリーム６１８は、１又は２以上の圧縮器段で圧縮される前に、例えば、第２の熱交換器６１９で他の処理ストリームと間接的に熱を交換して圧縮窒素ガスストリーム６２０を形成することができる。図６に示すように、１又は２以上の圧縮器段は、第１の圧縮器段６２２と第２の圧縮器段６２４とを含む２つの圧縮器段を有することができる。第２の圧縮器段６２４は、第１の膨張器６１４により生成されるシャフト動力だけによって駆動することができる。第１の圧縮器段６２２は、第２の膨張器６２６により生成されるシャフト動力だけにより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６２０は、冷却器６２８、６３０内の環境との間接熱交換によってそれぞれに冷却することができる。圧縮窒素ガスストリーム６２０を第２の膨張器６２６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６３２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６３２は、少なくとも１つの熱交換器６１０内で加圧ＬＮＧストリーム６０８と熱交換して第３の加温窒素ガスストリーム６３４を形成する。加圧ＬＮＧストリーム６０８は、高圧ＬＩＮストリーム６０６、第１の更に冷却された窒素ガスストリーム６１６、及び第２の更に冷却された窒素ガスストリーム６３２と熱を交換することによってサブクールされてＬＮＧストリーム６３６を形成する。第３の加温窒素ガスストリーム６３４は、第３の熱交換器６３８に向けられ、図４の処理された天然ガス小ストリーム４１５と同じとすることができる処理された天然ガスストリーム６４０を液化し、追加の加圧ＬＮＧストリーム６４２を形成することができる。追加の加圧ＬＮＧストリーム６４２は、少なくとも１つの熱交換器６１０内で加圧ＬＮＧストリーム６０８をサブクールする前に、組合せ装置６４４内で加圧ＬＮＧストリーム６０８と組み合わせることができる。加圧ＬＮＧストリーム６０８と組み合わされる前に、追加の加圧ＬＮＧストリーム６４２は、油圧タービン６４６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６３４は、処理された天然ガスストリーム６４０によって加熱され、大気に放出されるか又はＬＩＮサブクールユニット６００が配置されたガス処理施設の他の区域内で使用することができる窒素放出ガス６４８を形成することができる。図６に示すＬＩＮサブクールユニット６００は、図５に示すＬＩＮサブクールユニット５００と比較して加圧ＬＮＧストリームをサブクールするためのＬＩＮ要件を約２０〜２５％低減する。しかし、サブクールユニットの選択は、ＬＩＮのコスト、及びＬＩＮ貯蔵及び／又はＬＩＮサブクールユニットそれ自体のための利用可能な上甲板空間のような判断基準に依存する場合がある。

図７は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法７００のフローチャートである。ブロック７０２では、天然ガスストリームが、機械式冷凍ユニットに向けられ、天然ガスストリームを液化し、５０ｐｓｉａ（３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（３４４５ｋＰａ）未満である圧力を有する加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを形成する．ブロック７０４では、液体冷媒サブクールユニットが、第１の場所に設けられる。ブロック７０６では、第１の場所から地理的に分離した第２の場所で液体冷媒が生成される。ブロック７０８では、生成された液体冷媒が、第１の場所に輸送される。ブロック７１０では、加圧ＬＮＧストリームと液体冷媒の少なくとも１つのストリームとの間で熱を交換することによって液体冷媒サブクールユニット内で加圧ＬＮＧストリームをサブクールし、それによってＬＮＧストリームを生産する。

図７に示す段階は、ただ説明目的で提供されているだけであり、開示する方法を実施するのに特定の段階が必要とされない場合がある。更に、図７は、実施される可能な段階を全て示すものではない。特許請求の範囲及びただそれだけが、開示するシステム及び方法を定めるものである。

本明細書に説明した態様は、公知の技術に勝るいくつかの利点を有する。例えば、説明した態様は、機械的冷凍工程に必要とされる電力及びフットプリントを有意に増大することなく、従来の機械式冷凍工程の容量を著しく増大することができる。例えば、公知の供給ガス膨張器ベースの工程と比較して、本明細書に説明したＬＩＮサブクールに結合した供給ガス膨張器ベースの工程は、同等の機械式冷凍電力で約５０％増のＬＮＧを生産することができる。必要とされるＬＩＮの量は、生産されるＬＮＧの各トンに対して約０．２８トンのＬＩＮである。ＬＩＮの量を低減することで、この技術はＦＬＮＧ用途に特に適するものになる。開示した態様を使用すると、供給ガス膨張器ベースの工程による５０％余分のスループットは、公知の供給ガス膨張器技術と比べて低圧圧縮器への必要とされる体積流れと極低温熱交換器負荷とをそれぞれ約１０％だけ増大するに過ぎない。

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想定す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であると見なすべきではない。
１．天然ガスストリームを機械式冷凍ユニットに向けて天然ガスストリームを液化し、５０ｐｓｉａ（３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（３４４５ｋＰａ）未満である圧力を有する加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを形成する段階と、液体冷媒サブクールユニットを第１の場所に設ける段階と、第１の場所から地理的に分離した第２の場所で液体冷媒を生成する段階と、生成された液体冷媒を第１の場所に輸送する段階と、加圧ＬＮＧストリームと液体冷媒の少なくとも１つのストリームとの間で熱を交換することによって液体冷媒サブクールユニット内で加圧ＬＮＧストリームをサブクールし、それによってＬＮＧストリームを生産する段階とを含む液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法。
２．機械式冷凍ユニットが膨張器ベースの冷凍工程を含む項１の方法。
３．膨張器ベースの冷凍工程が供給ガス膨張器ベースの工程である項２の方法。
４．供給ガス膨張器ベースの工程が開ループ供給ガス膨張器ベースの工程である項３の方法。
５．供給ガス膨張器ベースの工程が閉ループ供給ガス膨張器ベースの工程である項３の方法。
６．供給ガス膨張器ベースの工程が、暖端膨張器から第１の冷却ストリームを排出する段階と、冷端膨張器から２相ストリームを排出する段階とを含み、第１冷却ストリームの温度が２相ストリームの温度よりも高い項３の方法。
７．加圧ＬＮＧストリームが第１の加圧ＬＮＧストリームであり、方法が、２相ストリームを第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する段階を更に含む項３の方法。
８．供給ガス膨張器ベースの工程が、暖端膨張器から第１の冷却ストリームを排出する段階と、冷端膨張器から第２の冷却ストリームを排出する段階とを含み、第１冷却ストリームの温度が第２冷却ストリームの温度よりも高い項３の方法。
９．第１冷却ストリームの圧力が、第２冷却ストリームの圧力と同じか又は実質的に同じである項７又は８の方法。
１０．加圧ＬＮＧストリームを液体冷媒サブクールユニットに向ける前に第２の加圧ＬＮＧストリームを第１の加圧ＬＮＧと混合する段階を更に含む項９の方法。
１１．液体冷媒サブクールユニットが少なくとも１つの熱交換器を含む項１〜１０のいずれかの方法。
１２．液体冷媒サブクールユニットが少なくとも１つの圧縮器及び／又は膨張器を含む項１〜１１のいずれかの方法。
１３．蒸発した液体冷媒ストリームを使用して第２の処理された天然ガスストリームを液化し、追加の加圧ＬＮＧストリームを生産する項１〜１２のいずれかの方法。
１４．追加の加圧ＬＮＧストリームが、加圧ＬＮＧストリームを液体冷媒でサブクールする段階の前に加圧ＬＮＧストリームと混合される項１３の方法。
１５．浮遊式ＬＮＧ施設上に機械式冷凍ユニットと液体冷媒サブクールユニットを配置させる段階を更に含む項１〜１４のいずれかの方法。
１６．液体冷媒を使用してＬＮＧボイルオフガスを再液化する段階を更に含む項１〜１５のいずれかの方法。
１７．液体冷媒及び／又は液体冷媒のボイルオフガスが、機械式冷凍ユニットのターンダウン及び／又はシャットダウン期間中に機械式冷凍ユニット及び／又は液体冷媒サブクールユニット機器を冷たく保つのに使用される項１〜１６のいずれかの方法。
１８．温熱液体冷媒蒸気を使用して熱交換に使用される熱交換器の霜取りをする項１〜１７のいずれかの方法。
１９．二重目的運搬船内で第１の場所から第２の場所までＬＮＧストリームを輸送する段階と、ＬＮＧストリームが二重目的運搬船から荷降ろしされた後に二重目的運搬船内で第２の場所から第１の場所まで液体冷媒を輸送する段階とを更に含む項１〜１８のいずれかの方法。
２０．機械式冷凍ユニットが、単一混合冷媒工程、純粋成分カスケード冷媒工程、又は二重混合冷媒工程のうちの１つを含む項１〜１９のいずれかの方法。
２１．加圧ＬＮＧストリームが、１００ｐｓｉａ（６９０ｋＰａ）よりも高く４００ｐｓｉａ（２７５８ｋＰａ）未満である圧力を有する項１〜２０のいずれかの方法。
２２．加圧ＬＮＧストリームが、２００ｐｓｉａ（１３７９ｋＰａ）よりも高く３００ｐｓｉａ（２０６８ｋＰａ）未満である圧力を有する項１〜２１のいずれかの方法。
２３．液体冷媒が液体窒素（ＬＩＮ）を含む項１〜２２のいずれかの方法。
２４．ＬＮＧ再ガス化中にＬＮＧと熱を交換することによってＬＩＮを生成する段階を更に含む項２３の方法。
２５．ＬＩＮを４００ｐｓｉａ（２７５８ｋＰａ）よりも高い圧力まで加圧して高圧液体窒素ストリームを形成する段階を更に含む項２３の方法。
２６．高圧液体窒素ストリームと加圧ＬＮＧストリームの間で熱交換して温熱窒素ガスストリームを形成する段階を更に含む項２５の方法。
２７．少なくとも１つの加温窒素ガスストリームの圧力を低減し、それによって少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームを生成するために少なくとも１つの膨張器サ―ビス内の少なくとも１つの加温窒素ガスストリームの圧力を液体冷媒サブクールユニット内で低減する段階を更に含む項２３の方法。
２８．少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームが、加圧ＬＮＧストリームと熱交換して加温窒素ガスストリームを形成する項２７の方法。
２９．少なくとも１つの膨張器サービスを電力を発生させる少なくとも１つの発電機と結合させる段階を更に含む項２７の方法。
３０．少なくとも１つの膨張器サービスを加温窒素ガスストリーム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項２７の方法。
３１．加圧ＬＮＧストリームを複数の機械式冷凍ユニットから液体冷媒サブクールユニットに向けて少なくとも１つのＬＮＧストリームを生産する段階を更に含む項１〜３０のいずれかの方法。
３２．供給ガス膨張器ベースの工程を使用して天然ガスストリームを液化し、５０ｐｓｉａ（３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（３４４５ｋＰａ）未満の圧力で加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを形成するように構成された機械式冷凍ユニットと、第１の場所に配置された液体窒素（ＬＩＮ）サブクールユニットと、第１の場所から地理的に分離した第２の場所で生成されてＬＩＮサブクールユニットに輸送される液体窒素（ＬＩＮ）ストリームとを含み、ＬＩＮサブクールユニットが、加圧ＬＮＧストリームとＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つのストリームとの間で熱を交換することによって加圧ＬＮＧストリームをサブクールし、それによってＬＮＧストリームと少なくとも１つ蒸発したＬＩＮストリームとを生産するように構成される液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産するためのシステム。
３３．機械式冷凍ユニットが、第１の冷却ストリームをそこから排出するように構成された暖端膨張器と、２相ストリームをそこから排出するように構成された冷端膨張器とを含み、第１冷却ストリームの温度が、２相ストリームの温度よりも高く、加圧ＬＮＧストリームが、第１の加圧ＬＮＧストリームであり、２相ストリームが、第２の冷却ストリームと第２の加圧ＬＮＧストリームとに分割されるように構成される項３２のシステム。
３４．機械式冷凍ユニットが、第１の冷却ストリームをそこから排出するように構成された暖端膨張器と、第２の冷却ストリームをそこから排出するように構成された冷端膨張器とを含み、第１冷却ストリームの温度が、第２冷却ストリームの温度よりも高い項３２のシステム。
３５．第１冷却ストリームの圧力が、第２冷却ストリームの圧力と同じか又は実質的に同じである項３３又は３４のシステム。
３６．加圧ＬＮＧストリームを液体冷媒サブクールユニットに向ける前に第２の加圧ＬＮＧストリームが第１の加圧ＬＮＧと混合される項３５のシステム。
３７．少なくとも１つの蒸発した液体冷媒ストリームを使用して第２の処理された天然ガスストリームを液化し、追加の加圧ＬＮＧストリームを生産する項３２〜３５のいずれかのシステム。
３８．機械式冷凍ユニット及び液体冷媒サブクールユニットが浮遊式ＬＮＧ施設上に配置される項３２〜３６のいずれかのシステム。
３９．ＬＮＧストリームを第１の場所から第２場所に輸送するようにかつサブクールされたＬＮＧストリームが二重目的運搬船から荷降ろしされた後に第２の場所から第１の場所まで二重目的運搬船内で液体冷媒を輸送するように構成された二重目的運搬船を更に含む項３２〜３７のいずれかの方法。

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

Claims (22)

1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
   天然ガスストリームを機械式冷凍ユニットに向け該天然ガスストリームを液化し、５０ｐｓｉａ（３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（３４４５ｋＰａ）未満である圧力を有する加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを形成する段階と、
   液体冷媒サブクールユニットを第１の場所に設ける段階と、
   前記第１の場所から地理的に分離した第２の場所で液体冷媒を生成する段階と、
   前記生成された液体冷媒を前記第１の場所に輸送する段階と、
   前記液体冷媒サブクールユニット内で該加圧ＬＮＧストリームと前記液体冷媒の少なくとも１つのストリームとの間で熱を交換することによって、前記加圧ＬＮＧストリームをサブクールし、それによってＬＮＧストリームを生産する段階と、を含み、
   前記機械式冷凍ユニットが、開ループ供給ガス膨張器ベースの工程及び閉ループ供給ガス膨張器ベースの工程のうちの一方であり、
   前記天然ガスストリームが第１の天然ガスストリームであり、前記方法が、更に、
   前記第１の天然ガスストリームを第１の冷媒ストリームと第２の冷媒ストリームと第２の天然ガスストリームとに分ける段階と、
   前記第１の冷媒ストリームを第１の膨張機で膨張させ第１の冷却ストリームを生成する段階と、
   前記第２の冷媒ストリームおよび第２の天然ガスストリームを、前記第１の冷却ストリームを使用して冷却し、第１の加温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第２の膨張機で膨張させ第２の冷却ストリームを生成する段階であって、前記第１の冷却ストリームの温度が前記第２の冷却ストリームの温度より高い段階と、
   前記第２の冷媒ストリームと第２の天然ガスストリームとを、前記第２の冷却ストリームの少なくとも一部分を使用して冷却し、第２の加温ストリームを生成する段階と、
   前記第１の加温ストリームと第２の加温ストリームとを圧縮し、リサイクル冷媒ストリームを生成する段階と、
   前記リサイクル冷媒ストリームと第１の天然ガスストリームとを組み合わせる段階と、を含んでいる、
   ことを特徴とする方法。
2. 前記第１の冷却ストリームの圧力が、前記第２冷却ストリームの圧力と同じか又は実質的に同じである、
   請求項１に記載の方法。
3. 前記加圧ＬＮＧストリームは第１の加圧ＬＮＧストリームであり、前記第２冷却ストリームは２相ストリームであり、
   前記方法は、
   前記２相ストリームを、第２の加圧ＬＮＧストリームと、熱交換器で前記第２の冷媒ストリーム及び前記第２の天然ガスストリームを冷却するために使用される前記第２の冷却ストリームの一部と、に分離する段階と、
   前記第１の加圧ＬＮＧストリームを前記液体冷媒サブクールユニットに向ける前に前記第２の加圧ＬＮＧストリームを前記第１の加圧ＬＮＧストリームと混合する段階を更に含む、
   請求項２に記載の方法。
4. 前記液体冷媒サブクールユニットは、
   少なくとも１つの熱交換器、又は少なくとも１つの圧縮器及び／又は膨張器を備えている、
   請求項１ないし３のいずれか１項に記載の方法。
5. 前記第１の天然ガスストリームから第３の天然ガスストリームを分ける段階と、
   前記蒸発した液体冷媒ストリームを使用して前記第３の天然ガスストリームを液化し、追加の加圧ＬＮＧストリームを生産する段階と、
   前記加圧ＬＮＧストリームを、前記液体冷媒を用いて前記サブクールする段階の前に前記追加の加圧ＬＮＧストリームを前記加圧ＬＮＧストリームと混合する段階と、を更に含む、
   請求項１又は２に記載の方法。
6. 浮遊式ＬＮＧ施設上に前記機械式冷凍ユニットと前記液体冷媒サブクールユニットを配置する段階を更に含む、
   請求項１ないし５のいずれか１項に記載の方法。
7. 前記液体冷媒を使用してＬＮＧボイルオフガスを再液化する段階を更に含む、
   請求項１ないし６のいずれか１項に記載の方法。
8. 前記液体冷媒及び／又は液体冷媒ボイルオフガスが、前記機械式冷凍ユニットのターンダウン及び／又はシャットダウン期間中に該機械式冷凍ユニット及び／又は液体冷媒サブクールユニット機器を冷たく保つのに使用される、
   請求項１ないし７のいずれか１項に記載の方法。
9. 温熱液体冷媒蒸気が、熱を交換するのに使用される熱交換器の霜取りをするのに使用される、
   請求項１ないし８のいずれか１項に記載の方法。
10. 二重目的運搬船を使用して前記第１の場所から前記第２の場所まで前記ＬＮＧストリームを輸送する段階と、
    前記ＬＮＧストリームが前記二重目的運搬船から荷降ろしされた後に該二重目的運搬船を使用して前記第２の場所から前記第１の場所まで前記液体冷媒を輸送する段階と、を更に含む、
    請求項１ないし９のいずれか１項に記載の方法。
11. 前記機械式冷凍ユニットは、単一混合冷媒工程、純粋成分カスケード冷媒工程、又は二重混合冷媒工程のうちの１つを含む、
    請求項１ないし１０のいずれか１項に記載の方法。
12. 前記加圧ＬＮＧストリームは、１００ｐｓｉａ（６９０ｋＰａ）よりも高く４００ｐｓｉａ（２７５８ｋＰａ）未満である圧力を有する、
    請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の方法。
13. 前記加圧ＬＮＧストリームは、２００ｐｓｉａ（１３７９ｋＰａ）よりも高く３００ｐｓｉａ（２０６８ｋＰａ）未満である圧力を有する、
    請求項１ないし１２のいずれか１項に記載の方法。
14. 前記液体冷媒は、液体窒素（ＬＩＮ）を含み、
    前記方法が、
    ＬＮＧ再ガス化中にＬＮＧと熱を交換することによって前記ＬＩＮを生成する段階を更に含む、
    請求項１ないし１３のいずれか１項に記載の方法。
15. 前記液体冷媒は、液体窒素を含み、
    前記方法が、
    前記ＬＩＮを４００ｐｓｉａ（２７５８ｋＰａ）よりも高い圧力まで加圧して高圧液体窒素ストリームを形成する段階と、
    前記高圧液体窒素ストリームと前記加圧ＬＮＧストリームの間で熱を交換して窒素ガスストリームを形成する段階と、
    前記窒素ガスストリームの圧力を低減させるために、前記液体冷媒サブクールユニット内で、少なくとも１つの膨張機内の前記窒素ガスストリームの圧力を低減させ、それによって少なくとも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、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. 前記少なくとも１つの更に冷却された窒素ガスストリームは、前記加圧ＬＮＧストリームと熱交換する、
    請求項１５に記載の方法。
17. 前記少なくとも１つの膨張器を、
    電力を発生させる少なくとも１つの発電機、又は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、
    請求項１５に記載の方法。
18. 加圧ＬＮＧストリームを複数の機械式冷凍ユニットから前記液体冷媒サブクールユニットに向けて少なくとも１つのＬＮＧストリームを生産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. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産するためのシステムであって、
    供給ガス膨張器ベースの工程を使用して天然ガスストリームを液化し、５０ｐｓｉａ（３４５ｋＰａ）よりも高く５００ｐｓｉａ（３４４５ｋＰａ）未満である圧力を有する加圧液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームを形成するように構成された機械式冷凍ユニットと、
    第１の場所に配置された液体窒素（ＬＩＮ）サブクールユニットと、
    前記第１の場所から地理的に分離した第２の場所で生成されて前記ＬＩＮサブクールユニットまで輸送される液体窒素（ＬＩＮ）ストリームと、を備え、
    前記ＬＩＮサブクールユニットは、前記加圧ＬＮＧストリームと前記ＬＩＮストリームのうちの少なくとも１つのストリームとの間で熱を交換することによって該加圧ＬＮＧストリームをサブクールし、それによってＬＮＧストリームと少なくとも１つの蒸発したＬＩＮストリームとを生成するように構成され、
    前記機械式冷凍ユニットが、開ループ供給ガス膨張器ベースの工程及び閉ループ供給ガス膨張器ベースの工程のうちの一方であり、
    前記天然ガスストリームが第１の天然ガスストリームであり、該第１の天然ガスストリームが、第１の冷媒ストリームと第２の冷媒ストリームと第２の天然ガスストリームと分かれ、
    前記第１の冷媒ストリームを膨張させ第１の冷却ストリームを生成する第１の膨張機と、
    前記第２の冷媒ストリームおよび第２の天然ガスストリームを、前記第１の冷却ストリームを使用して冷却し、第１の加温ストリームを生成する熱交換器と、
    前記第２の冷媒ストリームを膨張させ第２の冷却ストリームを生成する第２の膨張機であって、前記第１の冷却ストリームの温度が前記第２の冷却ストリームの温度より高い第２の膨張機と、を備え、
    前記第２の冷媒ストリームと第２の天然ガスストリームとが、前記膨張機内で、少なくとも第２の冷却ストリームの一部分を使用して冷却され、第２の加温ストリームを生成し、リサイクル冷媒ストリームを生成し、更に、
    前記第１の加温ストリームと第２の加温ストリームを圧縮して冷却しリサイクル冷媒ストリームを生成する少なくとも１つの圧縮機と少なくとも１つの冷却器とを備え、
    前記リサイクル冷媒ストリームが第１の天然ガスストリームとを組み合わせられる、
    ことを特徴とするシステム。
20. 前記第２の冷却ストリームが、２相ストリームであり、
    前記加圧ＬＮＧストリームは、第１の加圧ＬＮＧストリームであり、
    前記２相ストリームは、第２の加圧ＬＮＧストリームと、前記膨張機内で前記第２の冷媒ストリームと第２天然ガスストリームを冷却するため前記熱交換器内で使用された前記第２の冷却ストリームの前記部分とに分割されるように構成されている、
    請求項１９に記載のシステム。
21. 前記機械式冷凍ユニット及び前記液体冷媒サブクールユニットは、浮遊式ＬＮＧ施設上に配置されている、
    請求項１９または２０に記載のシステム。
22. 前記ＬＮＧストリームを前記第１の場所から前記第２場所に輸送し、かつ前記サブクールされたＬＮＧストリームが二重目的運搬船から荷降ろしされた後に二重目的運搬船を使用して該第２の場所から該第１の場所まで前記液体冷媒を輸送するように構成された二重目的運搬船、を更に備えている、
    請求項１９ないし２１のいずれか１項に記載のシステム。

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