JP6858267B2 - 二重目的ｌｎｇ／ｌｉｎ貯蔵タンクのパージ方法 - Google Patents

Description

本出願は、参照することによりその内容全体を本明細書に援用する２０１７年２月２４日に出願された発明の名称「二重目的ＬＮＧ／ＬＩＮ貯蔵タンクのパージ方法」の米国特許出願第６２／４６３，２７４号の優先権の利益を主張する。
発明の分野
本発明は、冷却剤として液体窒素（ＬＩＮ）を用いて液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための天然ガスの液化、さらに詳細には、ＬＮＧ貯蔵タンクを用いる液体窒素の貯蔵及び／又はＬＮＧの液化場所への輸送に関する。

背景
ＬＮＧ生産は、天然ガスの豊富な供給のある場所から天然ガスの強い需要のある離れた場所に天然ガスを供給するための急成長している手段である。従来のＬＮＧサイクルは下記を含む：（ａ）水、硫黄化合物及び二酸化炭素等の混入物を除去するための天然ガス源の初期処理；（ｂ）自己冷却、外部冷却、リーンオイル等を含めた種々の可能な方法によるプロパン、ブタン、ペンタン等のいくつかの重質炭化水素ガスの分離；（ｃ）大気圧近傍の圧力及び約−１６０℃でＬＮＧを形成するための実質的に外部冷却による天然ガスの冷却；（ｄ）ＬＮＧ製品を市場に輸送するためにデザインされた船舶又はタンカー内でのＬＮＧ製品の輸送；及び（ｅ）天然ガス消費者に配給し得る加圧天然ガスへのＬＮＧの再加圧及び再ガス化。従来のＬＮＧサイクルのステップ（ｃ）は、通常、相当な炭素及び他の放出物を排出する大型ガスタービンドライバーで動力を供給することが多い大型冷却コンプレッサーの使用を必要とする。莫大な資本投資−数十億オーダーのＵＳドル−及び広範な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とされることがある。従来のＬＮＧサイクルのステップ（ｅ）は、一般的に低温ポンプを用いてＬＮＧを所要圧に再加圧してから、中間流体を経て熱交換させるが最終的には海水によって、又は天然ガスの一部を燃焼させてＬＮＧを加熱し、気化させることによってＬＮＧを再ガス化して加圧天然ガスを形成することを含む。一般的に、低温ＬＮＧの有効エクセルギーは利用されない。

異なる場所で生産された冷媒、例えば液化窒素ガス（「ＬＩＮ」）を用いて天然ガスを液化することができる。ＬＮＧ−ＬＩＮコンセプトとして知られるプロセスは、非従来的ＬＮＧサイクルに関し、このプロセスでは少なくとも上記ステップ（ｃ）が冷却のオープループソースとして実質的に液体窒素（ＬＩＮ）を使用する天然ガス液化プロセスに置き変えられ、上記ステップ（ｅ）は、低温ＬＮＧのエクセルギーを利用して窒素ガスの液化を促進してＬＩＮを形成してから資源場所に輸送してＬＮＧ生産用の冷却源として使用できるように修正されている。米国特許第３，４００，５４７号は、液体窒素又は液体空気を市場から、それを用いて天然ガスを液化する現場に船で輸送することを記載している。米国特許第Ｎｏ．３，８７８，６８９号は、冷却源としてＬＩＮを用いてＬＮＧを生産するプロセスを記載している。米国特許第５，１３９，５４７号は、ＬＩＮを生産するための冷媒としてのＬＮＧの使用を記載してる。

ＬＮＧ−ＬＩＮコンセプトは、資源の場所から市場への船舶又はタンカー内でのＬＮＧの輸送及び逆に市場から資源の場所へのＬＩＮの輸送を含む。同一の船舶又はタンカーの使用、及びおそらく共通の陸上タンク容量の使用は、コスト及び所要インフラストラクチャーを最小限にすると予想される。結果として、ＬＮＧのＬＩＮによるいくらかの汚染及びＬＩＮのＬＮＧによるいくらかの汚染が予想され得る。パイプライン及び同様の配給手段についての天然ガス規格（例えば米国連邦エネルギー規制委員会が公表したもの）はいくらかの内部ガスの存在を許容するので、ＬＮＧのＬＩＮによる汚染はおそらく大きな懸案事項でない。しかしながら、資源場所におけるＬＩＮは最終的に大気に排出されるので、ＬＩＮのＬＮＧ（天然ガスとして再ガス化されると、二酸化炭素より２０倍超影響力の強い温室効果ガスである）による汚染は、該排出に許容されるレベルまで減らさなければならない。タンクの残留物の除去技術は周知であるが、気体窒素（ＧＡＮ）を排出する前に資源場所でＬＩＮ又は気化窒素の処理を回避するのに必要な低レベルの汚染を達成することは経済的又は環境的に受け入れられない可能性がある。必要なことは、冷却剤としてＬＩＮを用いてＬＮＧを生産する方法であって、ＬＩＮ及びＬＮＧが共通の貯蔵施設を使用する場合、貯蔵施設をＬＩＮで満たす前に、貯蔵施設に残存するいずれの天然ガスをも効率的パージする方法である。

発明の概要
本発明は、最初に液体天然ガス（ＬＮＧ）及び該ＬＮＧ上の蒸気空間を含む低温貯蔵タンクに液化窒素（ＬＩＮ）を充填するための方法を提供する。第１及び第２の窒素流が供給される。第１の窒素流は第２の窒素流より低い温度を有する。ＬＮＧを貯蔵タンクから取り出しながら、第１の窒素ガス流が蒸気空間に注入される。次に第２の窒素ガス流を貯蔵タンクに注入することによって貯蔵タンクがパージされ、それによって蒸気空間の天然ガス含量を５モル％未満に減らす。貯蔵タンクのパージ後、貯蔵タンクがＬＩＮで充填される。
本発明は、最初に液体天然ガス（ＬＮＧ）及び該ＬＮＧ上の蒸気空間を含む低温貯蔵タンクをパージする方法をも提供する。第１の窒素ガス流が、該第１の窒素ガス流の標準沸点から２０℃の範囲内の温度を有して供給される。第２の窒素ガス流が、ＬＮＧの温度から２０℃の範囲内の温度を有して供給される。第１の窒素ガス流及び第２の窒素ガス流は、窒素液化プロセスからのスリップ流である。第１の窒素ガス流が蒸気空間に注入されながらＬＮＧが貯蔵タンクから積出される。第２の窒素ガス流が貯蔵タンクに注入され、それによって蒸気空間のメタン含量を５モル％未満に減らす。貯蔵タンクへの第２の窒素ガス流の注入後、貯蔵タンクが液体窒素（ＬＩＮ）で充填される。

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）と液体窒素（ＬＩＮ）を交互に貯蔵するための二重使用低温貯蔵タンクをも提供する。液体出口は、タンクの低点に配置され、かつ液体をタンクから除去できるようにする。１つ以上の窒素ガス入口ポートがタンクの上部又はその近傍に配置される。ＬＮＧが液体出口を通ってタンクから除去されるにつれて、１つ以上のガス入口ポートが窒素ガスをタンクに導入する。１つ以上の追加窒素ガス入口ポートがタンクの底部近傍に配置され、追加窒素ガスをタンクに導入できるようにする。１つ以上のガス出口ポートは、追加窒素ガスがタンクに導入されるにつれて、タンクからガスを除去できるようにする。１つ以上の液体入口ポートは、追加窒素ガスが１つ以上のガス出口ポートを通ってタンクから除去されながらＬＩＮ等の低温液体をタンクに導入できるようにする。

液体窒素（ＬＩＮ）を生産しながら液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化するためのシステムの概略図である。 本開示の態様に従う二重使用ＬＮＧ／ＬＩＮタンクの側面図である。 本開示の態様に従うパージプロセスにおける種々の時間での二重使用ＬＮＧ／ＬＩＮタンクの側面図である。 本開示の態様に従うパージプロセスにおける種々の時間での二重使用ＬＮＧ／ＬＩＮタンクの側面図である。 本開示の態様に従うパージプロセスにおける種々の時間での二重使用ＬＮＧ／ＬＩＮタンクの側面図である。 本開示の態様に従うパージプロセスにおける種々の時間での二重使用ＬＮＧ／ＬＩＮタンクの側面図である。 本開示の態様に従う方法のフローチャートである。 本開示の態様に従う方法のフローチャートである。

詳細な説明
以下、本開示で採用する好ましい態様及び定義を含め、本開示の種々の特定の態様及びバージョンについて述べる。下記詳細な説明は特定の好ましい態様を与えるが、当業者は、これらの態様は単なる例示であり、本発明は他の方法で実施できることを認めるであろう。「発明」へのいずれの言及も、特許請求の範囲で定義した態様の１以上であるが、必ずしも全てでない態様を指す。表題の使用は便宜上のためだけであり、本発明の範囲を限定するものではない。明瞭さと簡便さのため、いくつかの図中の同様の参照番号は、同様のアイテム、ステップ、又は構造体を表し、どの図でも詳述するとは限らない。
本開示の詳細な説明及び特許請求の範囲内の全ての数値は、「約」又は「およそ」で指定値が修飾され、当業者が予測するであろう実験誤差及びバリエーションを考慮する。
本開示で使用する場合、用語「コンプレッサー」は、仕事を加えることによってガスの圧力を高める機械を意味する。「コンプレッサー」又は「冷媒コンプレッサー」には、ガス流の圧力を高めることができるいずれのユニット、デバイス、又は装置も含まれる。これには、単一の圧縮プロセス若しくはステップを有するコンプレッサー、又は多段階圧縮若しくはステップを有するコンプレッサー、さらに特に単一のケーシング若しくはシェル内の多段階コンプレッサーが含まれる。圧縮すべき蒸発流を様々な圧力でコンプレッサーに供給することができる。冷却プロセスのいくつかの段階又はステップは、並行、連続、又は両方の２つ以上のコンプレッサーを必要とすることがある。本発明は、特にいずれの冷媒回路内においてもコンプレッサー又は複数のコンプレッサーのタイプ又は配列又はレイアウトによって限定されない。

本開示で使用する場合、「冷却」は、いずれの適切な、所望の、又は所要の量によっても物質の温度及び／又は内部エネルギーを低下させ及び／又は下げることを広く指す。冷却には、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℃の温度の低下が含まれ得る。冷却は、任意の適切なヒートシンク、例えば蒸気発生、熱水加熱、冷却水、空気、冷媒、他のプロセス流（統合）、及びその組み合わせを使用し得る。１つ以上の冷却源を組み合わせ及び／又は直列にして所望の出口温度を達成してよい。冷却ステップは、任意の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し得る。いくつかの態様によれば、冷却には１つ以上の熱交換器による等の間接的熱交換が含まれ得る。二者択一で、冷却は蒸発的（気化熱）冷却及び／又は直接的熱交換、例えばプロセス流に直接噴霧される液体を利用し得る。

本開示で使用する場合、用語「膨張デバイス」は、ライン（例えば、液体流、蒸気流、液体と蒸気の両方を含む多相流）内の流体の圧力を下げるのに適した１つ以上のデバイスを指す。特定タイプの膨張デバイスを具体的に述べていない限り、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、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、又は（３）等エントロピー手段と等エンタルピー手段の両方の組み合わせであり得る。天然ガスの等エンタルピー膨張に適したデバイスは技術上周知であり、一般的に、限定するものではないが、手動又は自動で、駆動される絞りデバイス
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が挙げられる。天然ガスの等エントロピー膨張に適したデバイスは技術上周知であり、一般的に該膨張から仕事を引き出すか又は導き出すエキスパンダー又はターボエキスパンダー等の機器が挙げられる。液体流の等エントロピー膨張に適したデバイスは技術上周知であり、一般的に該膨張から仕事を引き出すか又は導き出すエキスパンダー、水力学的エキスパンダー、液体タービン、又はターボエキスパンダー等の機器が挙げられる。等エントロピー手段と等エンタルピー手段の両方の組み合わせの例は、並行のジュール・トムソン弁及びターボエキスパンダーであってよく、これはＪ−Ｔ弁とターボエキスパンダーのどちらか一方のみを使用するか又は両方を同時に使用する能力を提供する。等エンタルピー又は等エントロピー膨張は、全液相内で、又は全蒸気相内で、又は混合相内で行なうことができ、蒸気流又は液体流から多相流（気相と液相の両方を有する流れ）又はその初期相と異なる単相流への相変化を促進するように行なうことができる。本開示の図面の説明において、いずれの図面中でも１つより多くの膨張デバイスへの言及は、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しない。

用語「ガス」は「蒸気」と互換的に用いられ、液体又は固体状態と区別される気体状態の物質又は物質の組み合わせと定義される。同様に、用語「液体」は、ガス又は固体状態と区別される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、広く熱エネルギー又は冷却エネルギーをある媒体から別の媒体に、例えば少なくとも２つの別々の流体間で伝達できるいずれのデバイスをも意味する。熱交換器には、「直接熱交換器」及び「間接熱交換器」がある。従って、熱交換器は、いずれの適切なデザインのものであってもよく、例えば並流又は逆流熱交換器、間接熱交換器（例えば渦巻き形熱交換器又はプレートフィン熱交換器、例えばアルミろう付プレートフィン型）、直接接触熱交換器、シェルアンドチューブ熱交換器、渦巻き、ヘアピン、コア、コアアンドケトル、プリント基板、二重パイプ又はいずれの他のタイプの公知熱交換器であってもよい。「熱交換器」は、その中を通って１種以上の流れが通過できるように適応し、冷媒の１つ以上のライン間、及び１つ以上の供給流間の直接又は間接的熱交換に影響を及ぼすように適応したいずれのカラム、塔、ユニット又は他の配列をも指す。
本開示で使用する場合、用語「間接熱交換」は、２つの流体を、流体の互いの如何なる物理的接触又は混合もなく、熱交換関係に至らせることを意味する。コアインケトル（Ｃｏｒｅ−ｉｎ−ｋｅｔｔｌｅ）熱交換器及びアルミろう付け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。

本開示で使用する場合、用語「天然ガス」は天然のままの油井から得られる多成分ガス（随伴ガス）又は地下のガスベアリング層群から得られる多成分ガス（非随伴ガス）を指す。天然ガスの組成及び圧力は著しく変動し得る。典型的天然ガス流は、重要な成分としてメタン（Ｃ_l）を含有する。天然ガス流は、エタン（Ｃ₂）、より高分子量の炭化水素、及び１種以上の酸性ガスをも含有し得る。天然ガスは、少量の混入物、例えば水、窒素、硫化鉄、ワックス、及び原油をも含有し得る。

一連の数値上限と一連の数値下限を用いて特定の態様及び特徴を記載した。特に断りのない限り任意の下限から任意の上限までの範囲が企図されることを認めるべきである。全ての数値は、「約」又は「およそ」の指定値であり、当業者が予測するであろう実験誤差及びバリエーションを考慮する。
本出願で引用した全ての特許、試験手順、及び他の文書は、参照することにより該開示が本出願と矛盾しない範囲まで完全に組み込まれ、該組み込みが許容される全ての管轄権のために組み込まれる。
本開示には、ＬＮＧ輸送タンクを、その後に該タンクを用いてＬＩＮを輸送できるように窒素ガスを用いてパージする方法及びプロセスが記載する。開示発明の特定態様には、下記パラグラフで図を参照して説明するものが含まれる。１つの図だけを特に参照していくつかの特徴を記載しているが、それらの特徴は他の図にも等しく当てはまり、他の図又は前述の考察と組み合わせて利用し得る。

図１は、本開示の態様に従う液体窒素（ＬＩＮ）生産システム１００の例の概略図である。ＬＩＮ生産システム１００は、ＬＮＧが再ガス化される地上又は船舶の場所にあってよい。窒素ガス流１０２は、第１のモーター１０６又は他の原動力によって駆動される窒素ガスコンプレッサー１０４内で圧縮され、それによって圧縮窒素ガス流１０８を形成する。供給される窒素ガス流１０２は、ＬＮＧと接触するときの引火性問題を回避するように、好ましくは十分に低い酸素含量、例えば１モル％を有する。窒素ガスが最初に空気から分離された場合、残留酸素が窒素ガス中にあってもよい。圧縮窒素ガス流１０８は、第１の熱交換器１１０を通過し、ＬＮＧ流１１２によって冷却されて液化圧縮窒素ガス流１１４を形成する。ＬＮＧ流１１２は、１つ以上のポンプ１１６を用いてＬＮＧ源１１８から送り込まれ、これは開示態様では、地上又は船舶用貯蔵タンクであってよく、さらに詳細な開示態様では、ある時にはＬＮＧを貯蔵し、別の時にＬＩＮを貯蔵する二重目的貯蔵タンクであり得る。第１の熱交換器１１０は、それから天然ガス流１２０を形成するのに十分なＬＮＧ流１１２を温め、それらは、次にさらに発電又は他の使用のために加温、圧縮、加工、及び／又は分配され得る。

液化圧縮窒素ガス流１１４は、第２の熱交換器１２２を通過し、そこで液化圧縮窒素ガス流１１４はフラッシュ窒素ガス流又はボイルオフ窒素ガス流１２４による間接熱交換を経てさらに冷却される。そのソースについては本開示でさらに説明する。このサブクール液化窒素ガス流１２６は、好ましくは仕事生成エキスパンダー１２８内で膨張して、一部液化窒素ガス流を形成し、この一部液化窒素ガス流の圧力は、生じたＬＩＮ流１３６の貯蔵への輸送に適した圧力である。或いは、仕事生成エキスパンダー１２８の後に、サブクール液化窒素ガス流の圧力をさらに下げて一部液化窒素ガス流を形成する膨張弁（図示せず）があってもよい。仕事生成エキスパンダー１２８を操作的に発生器１３０に接続することができ、この発生器１３０は、システム１００又は他のシステム内のモーター、コンプレッサー、及び／又はポンプを駆動するための力を直接又は間接的に与え得る。一部液化窒素ガス流１３２は、分離容器１３４に方向づけられ、そこで前述したフラッシュ窒素ガス流又はボイルオフ窒素ガス流１２４がＬＩＮ流１３６から分離される。ＬＩＮ流１３６を地上又は船舶用貯蔵タンクに送ることができ、開示態様においては、さらに説明するように、ある時にはＬＮＧを貯蔵し、別の時にＬＩＮを貯蔵するように構成された二重目的貯蔵タンクに貯蔵することができる。ボイルオフ窒素ガス流１２４は、窒素の標準沸点、つまり約−１９２℃に近い温度で第２の熱交換器１２２に入り、液化圧縮窒素ガス流１１４を冷却する。一態様では、ボイルオフ窒素ガス流１２４の温度は、−１９２℃から２０℃の範囲内、又は１０℃の範囲内、又は５℃の範囲内、又は２℃の範囲内、又は１℃の範囲内である。この温かいフラッシュ又はボイルオフ窒素ガス流１３８は、第２の熱交換器１２２をＬＮＧの温度に近い温度で出る。この温度はおそらくＬＮＧの沸点、すなわち−１５７℃に近い。一態様では、加温されたボイルオフ窒素ガス流の温度は、−１５７℃から２０℃の範囲内、又は１０℃の範囲内、又は５℃の範囲内、又は２℃の範囲内、又は１℃の範囲内である。加温されたボイルオフ窒素ガス流１３８は、第２のモーター１４２又は他の原動力で駆動されるボイルオフ窒素ガスコンプレッサー１４０内で圧縮され、それによって圧縮ボイルオフ窒素ガス流１４４を形成する。圧縮ボイルオフ窒素ガス流１４４は、窒素ガス流１０２と組み合わさってシステム１００を通って再循環される。

前述したように、ＬＮＧ−ＬＩＮプロセスの利益を完全に活用するためには、ＬＩＮをＬＮＧの再ガス化場所からＬＮＧ生産場所に輸送する同一タンク内でＬＮＧをその生産場所からその再ガス化場所に輸送するのが好ましい。このような二重使用タンクを図２に示し、参照番号２００で一般的に示してある。タンク２００は、ＬＮＧ生産場所からＬＮＧ再ガス化場所への間を移動する輸送容器（図示せず）に設置することがでる。タンク２００は、サンプ２０２、傾斜タンク底のコーナー等であり得る低点を含む。このサンプ２０２に液体出口２０４が配置されて液体を実質的に完全にタンクから除去できるようにする。標準的なＬＮＧ輸送タンクと異なり、ＬＮＧ生産場所への帰路のためにＬＩＮで満たされることになるのでタンク内にＬＮＧ残渣又は「ヒール（ｈｅｅｌ）」を残す必要がない。１つ以上のガス入口ポート２０６をタンク上部又はその近傍に配置することができる。１つ以上のガス入口ポート２０６をタンクの他の場所に置いてもよい。１つ以上のガス入口ポート２０６は、ポンプによって又は他の方法でＬＮＧが除去されるにつれて超冷窒素ガスをタンクに注入できるようにする。一態様では、超冷窒素ガスをボイルオフ窒素ガス流１２４のスリップ流１２４ａから取ることができ、それは前述したように窒素の沸点、すなわち−１９２℃に近い温度を有する。別の態様では、超低窒素ガスを加温ボイルオフ窒素ガス流１３８のスリップ流１３８ａから取ってもよい。これは、前述したように天然ガスの沸点、すなわち、−１５７℃に近い温度を有する。さらに別の態様では、超低窒素ガスは、スリップ流１２４ａ及び１３８ａから、又はシステム１００の他の窒素ガス流から取ったガスの組み合わせであってよい。タンク２００は、液体をタンクに充填しながらガスの除去を可能にする１つ以上のガス出口ポート２０８をも有する。タンクは、ＬＮＧ 又はＬＩＮ等の液体のタンクへのポンピングを可能する１つ以上の液体入口ポート２１０をも有する。１つ以上の液体入口ポートは、タンクの底部又はその近傍に配置するのが好ましいことがあるが、所望又は所要どおりにタンクのいずれの場所に配置してもよい。タンクの底部又はその近傍には追加ガス入口ポート２１２が配置される。この追加ガス入口ポートは、天然ガス及び他の蒸気がタンクからパージされるにつれて冷却窒素ガスをタンクに注入できるようにする。一態様では、冷却窒素ガスは、スリップ流１３８ａ、スリップ流１２４ａ、システム１００の別の窒素ガス流、又はその組み合わせから取ってよい。

開示態様に従うタンク２００のパージプロセス又は方法を図３Ａ〜３Ｄに示す。これらの図中の太線又は濃線は、それぞれの図に示すプロセス又は方法のステップの間に使用中である入口又は出口を表す。図３Ａはプロセス又は方法の開始時のタンク２００の状態を表す。タンク２００は、ＬＮＧ３００で満たされ又はほぼ満たされており、タンク内のＬＮＧ上の蒸気空間３０２内のいずれのガスの組成も約９０モル％以上がメタンである。ＬＮＧが積出されるとき（図３Ｂ）、ＬＮＧが液体出口２０４経由でポンピング又は他の方法で排出される。同時に、前述したようにスリップ流１２４ａ及び／又は１３８ａからのガスを含み得る超冷窒素ガスが１つ以上のガス入口ポート２０６経由でタンクに注入される。一態様では、ガス入口ポート２０６経由で注入される超冷窒素ガスの温度は、タンク内のＬＮＧボイルオフを阻止するか又はその量を実質的に減らすのに十分低温でタンク内の温度を維持するためＬＮＧ沸点より低温であり得る。一端ＬＮＧがタンクから完全に除去されれば、残存蒸気の組成は、２０モル％未満のメタン、又は１０モル％未満のメタン、又は８モル％未満のメタン、又は５モル％未満のメタン、又は３モル％未満のメタンとなり得る。

次に冷却窒素ガス流をタンクに追加ガス入口ポート２１２を介して注入することによってタンク２００の蒸気空間３０２から残存蒸気が１つ以上のガス出口ポート２０８を通ってパージされる（図３Ｃ）。一態様では、パージされた蒸気をＬＩＮ生産システムに（例えば、図１に示すようにライン１４６又ライン１４８経由で）に戻して再循環させて、大気中への望ましくない排気を減らすか又は取り除くことができる。この態様は、例えば、ＬＮＧ／ＬＩＮキャリア到着頻度が、タンク内の炭化水素濃度を適切なレベルまで十分に希釈するのに十分な液体窒素が生産及び貯蔵されるように十分に希少である場合に望ましい選択肢となる。或いは、一部の態様では、パージされた蒸気を圧縮し、ライン１５０によって天然ガス流１２０と組み合わせてもよい。この態様は、例えば、ＬＮＧ／ＬＩＮキャリア到着率がより高頻度である場合に望ましい選択肢となり、このような状況では、天然ガス流の窒素濃度の一時的な乱高下が生じ得る。冷却窒素ガス流は、スリップ流１２４ａ及び／又は１３８ａを含め、システム１００のいずれの部分から取ってもよく、好ましい態様では、冷却窒素ガス流をスリップ流１３８ａから取る。スリップ流１３８ａは、タンク内に既に存在する超低窒素ガスより幾分温かく（好ましい態様ではスリップ流１２４ａから取った）、従って該配列は、同量の窒素ガス質量流量のための体積変位量の約２倍をもたらし得る。このパージプロセスは、パージ後蒸気の組成を２モル％未満のメタン、又は１モル％未満のメタン、又は０．５モル％未満のメタン、又は０．１モル％未満のメタン、又は０．０５モル％未満のメタンに下げることができる。図３Ｃに示すパージプロセスは、タンクの内部温度が所定量に達したとき、又は所定量の冷却窒素ガスがタンクに導入されたとき、又は所定時間が経過したとき、又はメタンのモル％の測定値が基準量まで低減したときに完了と判断することができる。パージプロセスが完了したと判断されるとすぐに、ＬＩＮ３０４が１つ以上の液体入口ポート２１０を介してタンクに充填される（図３Ｄ）。タンクがＬＩＮで満ちるにつれて、蒸気空間３０２内のパージ後蒸気がタンクから排出され、ＬＩＮ生産システム１００内の窒素ガス流の１種以上と、例えば、第２の熱交換器１２２の上流又は下流の場所で組み合わさるように方向づけられる。ここに開示するパージプロセスのため、タンク２００を満たした後のＬＩＮは、約５ＭＴＡ（１年当たり１００万トン）のＬＩＮ生産能で３〜４日の船積期間に適した１００百万分の１（ｐｐｍ）未満のメタン濃度を有し得る。或いは、タンク内の残存ＬＩＮは、８０ｐｐｍ未満のメタン、又は５０ｐｐｍ未満のメタン、又は３０ｐｐｍ未満のメタン、又は２０ｐｐｍ未満のメタン、又は１０ｐｐｍ未満のメタンを有し得る。

本発明の精神に沿いながら、本開示の態様を多くの方法で改変することができる。例えば、この開示全体を通じてタンクの蒸気空間内のメタンの比率は質量モル％として示してある。天然ガスはメタンのみではなくそれ以上を含み得るので、代わりに、むしろ質量モル％で測定される蒸気空間内に存在する非窒素ガスの比率を示すのが有利なことがある。さらに、ガス入口ポート２０６、ガス出口ポート２０８、及び追加ガス入口ポート２１２の数と位置は、所望又は所要どおりに変えてよい。
図４は、最初に液体天然ガス（ＬＮＧ）及び該ＬＮＧ上の蒸気空間を含む低温貯蔵タンクに液化窒素（ＬＩＮ）を充填するための方法４００である。ブロック４０２で第１の窒素ガス流及び第２の窒素ガス流が供給される。第１の窒素流は、第２の窒素ガス流の温度より低い温度を有する。第１の窒素ガス流を蒸気空間に注入しながらブロック４０４でＬＮＧが貯蔵タンクから積出される。第２の窒素ガス流を貯蔵タンクに注入することによってブロック４０６で貯蔵タンクがパージされ、それによって蒸気空間のメタン含量を５モル％未満に減らす。貯蔵タンクのパージ後、ブロック４０８で貯蔵タンクがＬＩＮで充填される。
図５は、最初に液体天然ガス（ＬＮＧ）及び該ＬＮＧ上の蒸気空間を含む低温貯蔵タンクのパージ方法５００である。ブロック５０２で第１の窒素ガス流が、該第１の窒素ガス流の標準沸点から２０℃の範囲内の温度を有して供給される。ブロック５０４で第２の窒素ガス流が、ＬＮＧの温度から２０℃の範囲内の温度を有して供給される。第１の窒素ガス流及び第２の窒素ガス流は、窒素液化プロセスからのスリップ流である。第１の窒素ガス流が蒸気空間に注入されながら、ブロック５０６でＬＮＧが貯蔵タンクから積出される。ブロック５０８で第２の窒素ガス流が貯蔵タンクに注入され、それによって蒸気空間のメタン含量を５モル％未満に減らす。貯蔵タンクへの第２の窒素ガス流の注入後、ブロック５１０で貯蔵タンクが液体窒素（ＬＩＮ）で充填される。

ここで開示する態様は、二重使用低温ＬＮＧ／ＬＩＮ貯蔵タンクのパージ方法を提供する。この開示態様の利点は、貯蔵／輸送ＬＩＮ中の天然ガスが容認できる低レベルなことである。別の利点は、開示パージ方法が、ＬＮＧを降ろして貯蔵タンクを本質に空にできることである。タンク内にいずれの残渣又は「ヒール」も残らないことが必要である。これは、タンクの二重使用性を強化し、ＬＩＮがその中に充填されるときのタンク内の天然ガス含量をさらに減少させる。さらに別の利点は、パージに使用する窒素ガスをＬＩＮ生産／ＬＮＧ再ガス化システムから取ることである。追加のパージガス流を作り出す必要がない。さらに別の利点は、貯蔵タンクからパージされたガスをＬＩＮ生産システムに戻して再循環させ得ることである。この閉鎖システムは大気中への望ましくない排気を減らすか又は取り除きさえする。

本開示の態様は、下記番号付きパラグラフに示す方法及びシステムの任意の組み合わせを含み得る。上記説明からいずれの数の変形形態をも想定し得るので、これを可能な態様の完全な列挙とみなすべきでない。
１． 最初に液体天然ガス（ＬＮＧ）及び該ＬＮＧ上の蒸気空間を含む低温貯蔵タンクに液化窒素（ＬＩＮ）を充填するための方法であって、下記：
第１の窒素ガス流及び第２の窒素ガス流を供給すること（第１の窒素流は、第２の窒素ガス流の温度より低い温度を有する）；
第１の窒素ガス流を蒸気空間に注入しながら貯蔵タンクからＬＮＧを積出すること；
第２の窒素ガス流を貯蔵タンクに注入することによって貯蔵タンクをパージし、それによって蒸気空間のメタン含量を５モル％未満に減らすこと；及び
貯蔵タンクのパージ後、貯蔵タンクをＬＩＮで充填すること
を含む方法。
２． 第１の窒素ガス流の温度が、第１の窒素ガス流の標準沸点から５℃の範囲内である、パラグラフ１に記載の方法。
３． 第２の窒素ガス流の温度が、ＬＮＧの温度から５℃の範囲内である、パラグラフ１又はパラグラフ２に記載の方法。
４． 第１の窒素ガス流及び第２の窒素ガス流が、窒素液化プロセスからのスリップ流である、パラグラフ１〜３のいずれか１つに記載の方法。
５． ＬＮＧの再ガス化からの利用可能な低温を用いて窒素液化プロセスで窒素を液化することをさらに含む、パラグラフ４に記載の方法。
６． 窒素液化プロセスで加圧液化窒素ガス流を膨張させてＬＩＮ及びボイルオフ窒素ガス流（ボイルオフ窒素ガス流の一部は第１の窒素ガス流である）を生成することをさらに含む、パラグラフ４に記載の方法。
７． 加圧液化窒素ガス流の膨張前に、ボイルオフ窒素ガス流を用いて加圧液化窒素ガス流を冷却して温かいボイルオフ窒素ガス流（温かいボイルオフ窒素ガス流の一部は第２の窒素ガス流である）を生成することさらに含む、パラグラフ６に記載の方法。
８． ＬＩＮ充填中に貯蔵タンクから排出されるガス流を窒素液化プロセス内の窒素ガス流と混合することをさらに含む、パラグラフ４に記載の方法。
９． 窒素液化プロセス内の窒素ガス流が第２の窒素ガス流を含む、パラグラフ８に記載の方法。
１０． ＬＩＮ充填中に貯蔵タンクから排出されるガス流をボイルオフ天然ガス流と混合する、パラグラフ１〜９のいずれか１つに記載の方法。
１１． 貯蔵タンクのパージにより貯蔵タンクから排出されるガス流をＬＮＧボイルオフガス流と混合する、パラグラフ１〜１０のいずれか１つに記載の方法。
１２． 第２の窒素ガス流注入前の蒸気空間内のガスのメタン含量が２０モル％未満である、パラグラフ１〜１１のいずれか１つに記載の方法。
１３． タンクへのＬＩＮ充填前の蒸気空間内のメタン含量が２モル％未満である、パラグラフ１〜１２のいずれか１つに記載の方法。
１４． 貯蔵タンクに充填された後のＬＩＮのメタン含量が１００ｐｐｍ未満である、パラグラフ１〜１３のいずれか１つに記載の方法。
１５． 第１の窒素ガス流及び第２の窒素ガス流が、１モル％未満の酸素濃度を有する、パラグラフ１〜１４のいずれか１つに記載の方法。
１６． ＬＩＮ充填中に貯蔵タンクから排出されるガス流を、ＬＮＧの再ガス化によって生じた天然ガス流と混合する、パラグラフ１〜１５のいずれか１つに記載の方法。

１７． 最初に液体天然ガス（ＬＮＧ）及び該ＬＮＧ上の蒸気空間を含む低温貯蔵タンクのパージ方法であって、下記：
第１の窒素ガス流の標準沸点から２０℃の範囲内の温度を有する第１の窒素ガス流を供給すること；
ＬＮＧの温度から２０℃の範囲内の温度を有する第２の窒素ガス流を供給すること
（第１の窒素ガス流及び第２の窒素ガス流は、窒素液化プロセスからのスリップ流である）；
第１の窒素ガス流を蒸気空間に注入しながら貯蔵タンクからＬＮＧを積出すること；
第２の窒素ガス流を貯蔵タンクに注入し、それによって蒸気空間のメタン含量を５モル％未満に減らすこと；及び
第２の窒素ガス流の貯蔵タンクへの注入後、貯蔵タンクを液体窒素（ＬＩＮ）で充填すること
を含む方法。
１８． 液化天然ガス（ＬＮＧ）と液体窒素（ＬＩＮ）を交互に貯蔵するための二重使用低温貯蔵タンクであって、下記：
タンクの低点に配置され、かつタンクから液体を除去できるように構成された液体出口；
タンク上部又はその近傍に配置された１つ以上の窒素ガス入口ポートであって、ＬＮＧが液体出口を通ってタンクから除去されるにつれて窒素ガスをタンクに導入するように構成された１つ以上のガス入口ポート；
タンクの底部近傍に配置され、かつ追加窒素ガスをタンクに導入できるように構成された１つ以上の追加窒素ガス入口ポート；
追加窒素ガスがタンクに導入されるにつれてタンクからガスを除去できるように構成された１つ以上のガス出口ポート；及び
追加窒素ガスが１つ以上のガス出口ポートを通ってタンクから除去されるにつれてＬＩＮ等の低温液体をタンクに導入できるように構成された１つ以上の液体入口ポート
を含む二重使用低温貯蔵タンク。

前述の記載は本開示の態様に関するものであるが、本開示の基本的範囲を逸脱することなく本開示の他の態様及びさらなる態様を工夫することができ、本開示の範囲は、以下の特許請求の範囲によって決定される。

Claims (17)

1. 液体天然ガス（ＬＮＧ）及び前記ＬＮＧ上の蒸気空間を最初に含む低温貯蔵タンクに液化窒素（ＬＩＮ）を充填するための方法であって、
   第２の窒素ガス流と、前記第２の窒素ガス流の温度より低い温度を有する第１の窒素ガス流とを供給すること；
   前記第１の窒素ガス流を前記蒸気空間に注入しながら前記貯蔵タンクから前記ＬＮＧを積出すること；
   前記第２の窒素ガス流を前記貯蔵タンクに注入することによって前記貯蔵タンクをパージし、それによって前記蒸気空間のメタン含量を５モル％未満に減らすこと；及び
   前記貯蔵タンクのパージ後、前記貯蔵タンクをＬＩＮで充填すること
   を含む、前記方法。
2. 前記第１の窒素ガス流の温度が、前記第１の窒素ガス流の標準沸点から５℃の範囲内である、請求項１に記載の方法。
3. 前記第２の窒素ガス流の温度が、前記ＬＮＧの温度から５℃の範囲内である、請求項１又は請求項２に記載の方法。
4. 前記第１の窒素ガス流及び前記第２の窒素ガス流が、窒素液化プロセスからのスリップ流である、請求項１〜３のいずれか１項に記載の方法。
5. 前記ＬＮＧの再ガス化から得られる低温を利用して前記窒素液化プロセスで窒素を液化することをさらに含む、請求項４に記載の方法。
6. 前記窒素液化プロセスで加圧液化窒素ガス流を膨張させてＬＩＮ及びボイルオフ窒素ガス流を生成することをさらに含み、前記ボイルオフ窒素ガス流の一部は前記第１の窒素ガス流である、請求項４に記載の方法。
7. 前記加圧液化窒素ガス流の膨張前に、前記ボイルオフ窒素ガス流を用いて前記加圧液化窒素ガス流を冷却して温かいボイルオフ窒素ガス流を生成することさらに含み、前記温かいボイルオフ窒素ガス流の一部は前記第２の窒素ガス流である、請求項６に記載の方法。
8. ＬＩＮ充填中に前記貯蔵タンクから排出されるガス流を前記窒素液化プロセス内の窒素ガス流と混合することをさらに含む、請求項４に記載の方法。
9. 前記窒素液化プロセス内の前記窒素ガス流が前記第２の窒素ガス流を含む、請求項８に記載の方法。
10. ＬＩＮ充填中に前記貯蔵タンクから排出されるガス流をボイルオフ天然ガス流と混合する、請求項１〜９のいずれか１項に記載の方法。
11. 前記貯蔵タンクのパージにより前記貯蔵タンクから排出されるガス流をＬＮＧボイルオフガス流と混合する、請求項１〜１０のいずれか１項に記載の方法。
12. 前記第２の窒素ガス流注入前の前記蒸気空間内のガスのメタン含量が２０モル％未満である、請求項１〜１１のいずれか１項に記載の方法。
13. 前記タンクへの前記ＬＩＮ充填前の前記蒸気空間内のメタン含量が２モル％未満である、請求項１〜１２のいずれか１項に記載の方法。
14. 前記貯蔵タンクに充填された後の前記ＬＩＮのメタン含量が１００ｐｐｍ未満である、請求項１〜１３のいずれか１項に記載の方法。
15. 前記第１の窒素ガス流及び前記第２の窒素ガス流が、１モル％未満の酸素濃度を有する、請求項１〜１４のいずれか１項に記載の方法。
16. ＬＩＮ充填中に前記貯蔵タンクから排出されるガス流を、前記ＬＮＧの再ガス化によって生じた天然ガス流と混合する、請求項１〜１５のいずれか１項に記載の方法。
17. 液体天然ガス（ＬＮＧ）及び前記ＬＮＧ上の蒸気空間を最初に含む低温貯蔵タンクのパージ方法であって、
    第１の窒素ガス流の標準沸点から２０℃の範囲内の温度を有する第１の窒素ガス流を供給すること；
    前記ＬＮＧの温度から２０℃の範囲内の温度を有する第２の窒素ガス流を供給すること；
    （ここで前記第１の窒素ガス流及び前記第２の窒素ガス流は、窒素液化プロセスからのスリップ流である）；
    前記第１の窒素ガス流を前記蒸気空間に注入しながら前記貯蔵タンクから前記ＬＮＧを積出すること；
    前記第２の窒素ガス流を前記貯蔵タンクに注入し、それによって前記蒸気空間のメタン含量を５モル％未満に減らすこと；及び
    前記第２の窒素ガス流の前記貯蔵タンクへの注入後、前記貯蔵タンクを液体窒素（ＬＩＮ）で充填すること
    を含む、前記方法。

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