JP7089074B2 - 液体窒素を使用する天然ガスの液化のための方法及びシステム - Google Patents

Description

本願は、２０１８年３月１４日に出願された「液体窒素を使用する天然ガスの液化のための方法及びシステム(METHOD AND SYSTEM FOR LIQUEFACTION OF NATURAL GAS USING LIQUID NITROGEN)」という名称の米国特許出願第６２／６４２，９６１号の優先権を主張するものであり、その全内容が本明細書の一部として援用される。

本開示は、全体として、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための天然ガス液化の分野に関する。より詳細には、本開示は、液体窒素を使用することによる１モル％より高い窒素濃度を含む天然ガスの液化に関する。

本節は、本開示に関連し得る分野の様々な態様を提示することを意図する。本記載は、本開示の特定の態様のより良い理解を助けるための枠組みを提供することを意図する。よって、本節はこの観点で読まれるべきであり、必ずしも先行技術を容認するものではないと理解されるべきである。

ＬＮＧは、天然ガスの豊富な供給源のある場所から天然ガスの大きな需要のある遠隔地へ天然ガスを供給するための急速に成長している手段である。従来のＬＮＧサイクルとしては、ａ）水、硫黄化合物及び二酸化炭素などの混入物を除去するための天然ガス資源の初期処理；ｂ）自己冷却、外部冷却、リーンオイルなどを含む様々な潜在的方法によるプロパン、ブタン、ペンタンなどの数種の重質炭化水素ガスの分離；ｃ）実質的に外部冷却による天然ガスの冷却による、大気圧又はその付近の圧力及び約－１６０℃での液化天然ガスの形成；ｄ）ＬＮＧからの窒素及びヘリウムなどの軽質成分の除去；ｅ）この目的で設計された船舶又はタンカーでの市場地へのＬＮＧ製品の輸送；及びｆ）天然ガス消費者に流通させ得る加圧天然ガス流を形成するための、再ガス化プラントでのＬＮＧの再加圧及び再ガス化が含まれる。従来のＬＮＧサイクルの工程ｃ）は、通常、実質的炭素及び他の排気を放出する大型ガスタービン駆動装置を動力とする場合が多い大型冷却圧縮機の使用を要する。液化プラントの一部として何十億米ドルという多額の投資と大規模のインフラが必要である。従来のＬＮＧサイクルの工程ｆ）は、一般に、低温ポンプを用いて必要な圧力までＬＮＧを再加圧すること、次いで、中間媒体を介し、最終的には海水と熱交換することによるか、又は天然ガスの一部を燃焼させてＬＮＧを加熱及び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。一般に、低温ＬＮＧの利用可能なエクセルギーは使用されない。

ＬＮＧを生成するための比較的新しい技術は、フローティングＬＮＧ（ＦＬＮＧ）として知られる。ＦＬＮＧ技術は、バージ又は船舶などの浮体構造上でのガス処理・液化施設の建設を含む。ＦＬＮＧは、ガスパイプラインを陸まで建設することが経済的にできない場合に海洋ストランテッドガスを収益化するための技術的解決策である。ＦＬＮＧは又、遠隔地域、環境保護指定地域及び／又は政治的に困難な地域に位置する陸上及び沿岸ガス田にも検討される場合が増えている。この技術には、生産現場における環境フットプリントが小さいという点で、従来の陸上ＬＮＧに優るある種の利点がある。この技術は又、ＬＮＧ施設の大部分が低い賃率及び低い実行リスクで造船所内に建設されることから、より迅速且つより低コストで事業を推進し得る。ＦＬＮＧ生産には、従来の陸上ＬＮＧ生産に優るいくつかの利点があるものの、ＦＬＮＧ技術の適用には大きな技術的問題が残っている。例えば、ＦＬＮＧ構造は、陸上のＬＮＧプラントに利用可能であるものの多くの場合で４分の１未満の面積に同レベルのガス処理及び液化を提供しなければならない。このため、総事業コストを低減するために、液化施設の能力を維持しつつＦＬＮＧプラントのフットプリントを縮小する技術を開発する必要がある。

窒素は、多くの天然ガス貯留層に１モル％より高い濃度で見られる。これらの貯留層からの天然ガスの液化は、ＬＮＧ中の窒素の濃度を１モル％未満に低減するために、生成されたＬＮＧから窒素の分離を必要とする場合が多い。窒素濃度が１モル％より高い貯蔵ＬＮＧは、貯蔵タンク内で自己層状化及びロールオーバーのリスクが高くなる。この現象は、貯蔵タンク内でＬＮＧからの急速な蒸気放出をもたらし、これは重大な安全上の問題である。窒素濃度が２モル％より低いＬＮＧの場合には、ＬＮＧからの十分な窒素分離は、水車からの加圧ＬＮＧが、弁を通ってＬＮＧ貯蔵タンク圧又はそれ付近の圧力になるまで流れることによって膨張する際に起こり得る。得られた二相混合物は、エンドフラッシュガス分離装置にて、エンドフラッシュガスと呼ばれることが多い高窒素蒸気流と窒素濃度が１モル％より低いＬＮＧ流に分離される。エンドフラッシュガスは、プロセス熱を生成し、電力を生じ、且つ／又は圧縮力を生じるために使用可能な場合に、圧縮されて施設の燃料ガスシステムに組み込まれる。窒素濃度が２モル％より高いＬＮＧの場合には、単純なエンドフラッシュガス分離装置の使用は、ＬＮＧ流の窒素濃度を十分に減らすために過度なエンドフラッシュガス流量を必要とするであろう。このような場合、二相混合物をエンドフラッシュガスとＬＮＧ流とに分離するために分別塔が使用可能である。分別塔は、一般に、ＬＮＧ流中の窒素レベルを１モル％未満に低減するように塔の下段に向けられるストリッピングガスを生成するためのリボイラシステムを含む、又はリボイラシステムが組み込まれる。リボイラを備えたこの分別塔の典型的な設計では、リボイラ熱負荷は、分別塔の吸入弁内で加圧ＬＮＧ流が膨張する前に、塔の液体底部の加圧ＬＮＧ流との間接熱交換により得られる。

分別塔は、単純なエンドフラッシュ分離装置に比べてＬＮＧ流から窒素を分離するためのより効率的な方法を提供する。しかしながら、塔頂部から生じるエンドフラッシュガスは、相当な濃度の窒素を含むと思われる。エンドフラッシュガスは、典型的なＬＮＧプラントにおけるガスタービンの主燃料として働く。航空転用型ガスタービンなどのガスタービン、燃料ガス中の窒素濃度に１０又は２０モル％以下という制限があり得る。分別塔の塔頂部からのエンドフラッシュガスは、典型的な航空転用型ガスタービンの濃度限界よりも著しく高い窒素濃度を有し得る。例えば、窒素濃度がおよそ４モル％の加圧ＬＮＧ流は、窒素濃度が３０モル％より高い塔頂部蒸気を生成する。窒素濃度が高いエンドフラッシュガスは、窒素除去装置（ＮＲＵ）に向けられる場合が多い。ＮＲＵでは、メタンから窒素が分離されて、ａ）大気に放出できるように炭化水素中で十分低い窒素流、及びｂ）燃料ガスとして使用するのに適切となるように低い窒素濃度の高メタン流を生成する。このＮＲＵの必要は、プロセス用機器の量及びＬＮＧプラントのフットプリントを増し、この機器及びフットプリントの増加は、海洋ＬＮＧ事業及び／又は遠隔地ＬＮＧ事業の高資本コストに至る。エンドフラッシュガスの窒素濃度が高い場合のある特定の条件に関しては、このＮＲＵの必要を避けることができる。一部の航空転用型ガスタービンは、エンドフラッシュガスがガスタービンによって一般に必要とされるものよりも高い圧力まで圧縮されれば、窒素濃度が高いエンドフラッシュガスを用いて運転可能であることが実証された。例えば、トレント－６０航空転用型ガスタービンは、その燃焼圧が典型的な５０バールからおよそ７０バールに高められれば、最大４０モル％の窒素を含む燃料ガスを用いて運転可能であることが示されている。この場合、より高圧の燃料ガスシステムがＮＲＵの使用に代わるアプローチを提供する。この代替アプローチには、ＮＲＵの全ての機器と付加されるフットプリントを無くすという利点がある。しかしながら、エンドフラッシュガスの圧縮及び／又は燃料ガスの圧縮に必要な電力が増大するという欠点もある。加えて、この代替アプローチには、ＮＲＵにより提供される操作の柔軟性に比べて、ＬＮＧの窒素濃度の変化に対して柔軟でないという欠点もある。

図１は、ＬＮＧ液化システムと併用可能な従来のエンドフラッシュガスシステム１００を示す。主要ＬＮＧ低温熱交換器（示されていない）からの加圧ＬＮＧ流１０２は、その圧力を部分的に弱め、且つ、加圧ＬＮＧ流１０２を更に冷却するために水車１０４を通って流れる。次に、冷却された加圧ＬＮＧ流１０６は、ＬＮＧ分別塔１１０と接続されたリボイラ１０８内で過冷却される。ＬＮＧ分別塔１１０の液体底流１１２は、リボイラ１０８内で、冷却された加圧ＬＮＧ流１０６と熱交換することによって部分的に気化される。リボイラ１０８からの蒸気は液体流から分離され、ストリッピングガス流１１４としてＬＮＧ分別塔１１０に戻され、ＬＮＧ流１２２の窒素レベルを１モル％未満に低減するために使用される。過冷却された加圧ＬＮＧ流１１６は、ＬＮＧ分別塔の吸入弁１１８内で膨張して、好ましくは蒸気分率が４０モル％より低い、又はより好ましくは２０モル％より低い二相混合物流１２０を生成する。この二相混合物流１２０は、ＬＮＧ分別塔１１０の上段に向けられる。リボイラ１０８からの分離された液体は、窒素が１モル％より低いＬＮＧ流１２２である。次に、ＬＮＧ流１２２は、貯蔵タンク１２４又は他の排出装置にポンプで送られる。ＬＮＧ分別塔１１０の塔頂流中のガスは、エンドフラッシュガス流１２６と呼ばれる。エンドフラッシュガス流１２６は、熱交換器１３０内で処理済み天然ガス流１２８と熱交換して、天然ガスを凝縮し、更なる加圧ＬＮＧ流１３２を生成し、この加圧ＬＮＧ流は加圧ＬＮＧ流１０２と混合されてもよい。温められたエンドフラッシュガス流１３４は熱交換器１３０を出、圧縮システム１３６内で、燃料ガス１３８として使用されるのに適切な圧力まで圧縮される。エンドフラッシュガスシステム１００は、生成されるエンドフラッシュガスの量を減らしつつ、窒素濃度が１モル％より低いＬＮＧを生成することができる。しかしながら、窒素濃度が３モル％より高い加圧ＬＮＧ流の場合、エンドフラッシュガス窒素濃度は２０モル％より高い場合がある。エンドフラッシュガス内の窒素濃度が高いと、航空転用型ガスタービンの燃料ガスとして使用するのに適切でない場合がある。ガスタービン内で使用するために適切なメタン濃度の燃料ガスを生成するためにＮＲＵの追加が必要となる場合もある。

図２は、エンドフラッシュガスシステム２００においてＬＮＧから窒素を分離するためのシステムを示し、米国特許出願第２０１２／０２８５１９６号に開示されているシステムと構造的に類似している。エンドフラッシュガスシステム１００と同様に、主要ＬＮＧ低温熱交換器（示されていない）からの加圧ＬＮＧ流２０２は、その圧力を部分的に弱め、且つ、加圧ＬＮＧ流２０２を更に冷却するために水車２０４を通って流れる。次に、冷却された加圧ＬＮＧ流２０６は、ＬＮＧ分別塔２１０と接続されたリボイラ２０８内で過冷却される。ＬＮＧ分別塔２１０の液体底流２１２は、リボイラ２０８内で、冷却された加圧ＬＮＧ流２０６と熱交換することによって部分的に気化される。塔リボイラからの蒸気は液体流から分離され、ストリッピングガス流２１４としてＬＮＧ分別塔２１０に戻され、ＬＮＧ流の窒素レベルを１モル％未満に低減するために使用される。過冷却された加圧ＬＮＧ流２１６は、ＬＮＧ分別塔２１０の吸入弁２１８内で膨張し、好ましくは蒸気分率が４０モル％より低い、又はより好ましくは２０モル％より低い二相混合物流２２０を生成する。この二相混合物流２２０は、ＬＮＧ分別塔２１０の上段に向けられる。リボイラ２０８からの分離された液体は、窒素が１モル％より低いＬＮＧ流２２２である。ＬＮＧ流２２２は、第１の熱交換器２２４に向けられてもよく、そこで部分的に気化されて、塔還流流２２６の冷却能の一部を提供する。ＬＮＧタンク２２８で貯蔵される前にこのＬＮＧ流２２２が部分的に気化されることで、ボイルオフガス（ＢＯＧ）圧縮機２３０の必要が著しく高まる。例えば、ＢＯＧ圧縮機２３０へのＢＯＧ体積流量は、従来のエンドフラッシュガスシステムに従うＢＯＧ圧縮機の６倍であり得る。ＬＮＧ分別塔２１０からのエンドフラッシュガス２３２はまず第１の熱交換器２２４に向けられ、そこで塔還流流２２６の凝縮を助けることによって中間温度にまで温められる。この中間温度のエンドフラッシュガス流２３４は、次に、還流流２３６と冷窒素ベント流２３８とに分かれる。還流流２３６は第１の還流圧縮機２４０で圧縮され、第１の冷却器２４２内の環境で冷却されてよく、第２の還流圧縮機２４４で更に圧縮され、第２の冷却器２４６内の環境で冷却されて、ＬＮＧ分別塔２１０へ入る二相還流流２２６を生成するために必要とされる冷却の一部を提供してもよい。圧縮され、環境中で冷却された還流流２４８は、第２の熱交換器２５０中での冷窒素ベント流２３８との間接熱交換によって更に冷却されて冷還流流２５２を生成する。この冷還流流２５２は次に、第１の熱交換器２２４中でのＬＮＧ流２２２及びエンドフラッシュガス流２３４との間接熱交換によって凝縮及び過冷却される。この凝縮及び過冷却された還流流２２６は、分別塔２１０の吸入弁２５４内で膨張し、分別塔２１０に入る高窒素二相還流流２５６を生成する。図２に示されるシステムは、エンドフラッシュガス流が２モル％より低い、又はより好ましくは１モル％より低いメタン濃度を有することができ、エンドフラッシュガスの一部を窒素ベント流２５８として環境に排出することを実質的に可能とする修正部を加えたものである。図２に示されるシステムは、独立したＮＲＵシステムを付加することなく、窒素ベント流と低窒素燃料ガス流を生成する。窒素濃度が５～３モル％の加圧ＬＮＧ流の場合、従来のエンドフラッシュガスシステムでは、窒素濃度が２０モル％より高く４０モル％より低いエンドフラッシュガスを生成すると思われる。この高窒素含有エンドフラッシュガスは、適当な条件下にて航空転用型ガスタービンで使用するためになお適切であることが示された。しかしながら、従来のエンドフラッシュガスシステムがガスタービン内での燃焼に適切な燃料ガスをなお生産可能である場合には、図２に示されるシステムは、従来のエンドフラッシュガスシステムよりも３分の１増の圧縮力を必要とするという欠点がある。図２に示されるシステムには、ＬＮＧの生成が従来のエンドフラッシュガスシステムと比較しておよそ６％低下するという更なる欠点もある。

陸上及び／又は遠隔地のＬＮＧ事業にとって、高モル濃度の窒素を含む天然ガスの既知の液化法は困難である。このために、天然ガスを液化し、得られたＬＮＧ流から窒素を分離するための方法を開発する必要があり、この方法では、従前に記載された方法よりも、生産現場のプロセス機器及びフットプリントが著しく少ない必要がある。ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又はタンカーのいずれかからのボイルオフガスなどの１以上の低圧炭化水素流を再凝縮することによりＬＮＧ生産を増す液化システムを開発する更なる必要がある。

本開示は、窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流を液化するための方法を提供する。天然ガス流は、冷窒素ベント流との熱の間接交換により少なくとも部分的に液化され、加圧ＬＮＧ流を形成する。ＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生産されている少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）流が貯蔵タンクから受け取られる。加圧ＬＮＧ流は膨張した後、分離塔の１以上の段に向けられる。液体窒素流は、分離塔の最上段に向けられる。分離塔内で液体窒素流が分離塔内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔からの液体出口としてＬＮＧ流及び分離塔からの蒸気出口として冷窒素ベント流が形成される。ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなどの低圧天然ガス流は、場合により、前記低圧天然ガス流内の炭化水素を液化するために、分離塔の下段に向けることができる。本開示は又、窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流を液化するためのシステムを提供する。熱交換器により天然ガス流から冷窒素ベント流へ熱を伝達して加圧ＬＮＧ流を形成する。分離塔により加圧ＬＮＧ流をＬＮＧ流と冷窒素ベント流とに分離し、ここで、冷窒素ベント流の窒素濃度は加圧ＬＮＧ流の窒素濃度より高く、ＬＮＧ流の窒素濃度は加圧ＬＮＧ流の窒素濃度より低い。ＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産された液化窒素（ＬＩＮ）流が分離塔の上段に向けられる。分離塔は、場合により、前記低圧天然ガス流内の炭化水素を液化するために、ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなどの低圧天然ガス流を分離塔の下段に受け取ることができる。

上記は、以下の詳細な説明がよりよく理解され得るように、本開示の特徴を広く概説したものである。ここでは、更なる特徴についても説明する。本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に簡単に説明する添付の図面から明らかになる。図面は例にすぎず、それによって本開示の範囲に対する制限が意図されていないことに留意されたい。更に、図面は全体として縮尺通りに描かれず、本開示の様々な態様を示す際の便宜と明確化のために描かれている。

図１は、既知のエンドフラッシュガスシステムを示す概略図である。 図２は、別の既知のエンドフラッシュガスシステム(end-flash as system)を示す概略図である。 図３は、開示される態様による液化システムの概略図である。 図４は、開示される態様による液化システムの概略図である。 図５は、開示される態様による液化システムの概略図である。 図６は、開示される態様による液化システムの概略図である。 図７は、開示される態様による方法を示すフローチャートである。 図８は、開示される態様による方法を示すフローチャートである。 図９は、開示される態様による方法を示すフローチャートである。 図１０は、開示される態様による方法を示すフローチャートである。

本開示の原理の理解を促すために、ここで、図面に示されている特徴を参照し、特定の言葉を使用してそれを説明する。しかしながら、それによる本開示の範囲の限定が意図されていないことが理解されるであろう。本明細書に記載されるような本開示の原理のいかなる変更及び更なる修正も、並びにいかなる更なる応用も本開示が関係する分野の熟練者が通常行うように企図される。明確にするために、本開示に関連しないいくつかの特徴は、図面に示されていない場合がある。

最初に、参照を容易にするために、本出願で使用される特定の用語とこの文脈で使用されるそれらの意味を示す。本明細書で使用される用語が以下で定義されていない限り、それには、当業者が、少なくとも１つの印刷刊行物又は発行特許に表されるような、その用語に与えた最も広い定義が与えられるべきである。更に、同じ又は類似の目的を果たすあらゆる均等物、同義語、新規開発、及び用語又は技術が本特許請求の範囲内にあると見なされるので、本技術は以下に示される用語の使用によって制限されない。当業者が理解するように、同じ特徴又は構成要素を人によって異なる名称で示されることがある。本明細書は、名称が異なるだけの構成要素又は特徴を区別することを意図していない。図面は必ずしも縮尺通りではない。本明細書の特定の特徴及び構成要素は、縮尺又は概略形態で誇張して示されている場合があり、明確化及び簡潔化のために従来の要素の細部が一部示されていない場合がある。本明細書で説明される図面を参照する際、簡略化のために、同じ参照番号が複数の図面に示される場合がある。以下の説明及び特許請求の範囲において、用語「を含む(including)」及び「を含む(comprising)」は、オープンエンド形式で使用され、従って、「限定されるものではないが含む」ことを意味すると解釈されるべきである。冠詞「その(the)」、「１つの(a)」及び「１つの(an)」は、必ずしも１つだけを意味するように限定されるものではなく、場合によって、複数のそのような要素を含むように包括的且つオープンエンドである。本明細書で使用する場合、用語「およそ」、「約」、「実質的に」及び類似の用語は、本開示の主題が関係する分野の熟練者による一般的かつ受け入れられている用法と一致して広い意味を有するものとする。これらの用語が、記載及び特許請求された特定の特徴の説明を、示された厳密な数値範囲にこれらの特徴の範囲を制限することなく許容することを意図していることを、本開示を再検証する当業者は理解するべきである。従って、これらの用語は、記載された主題の実質的でない又は重要でない修正又は変更を示すものとして解釈されるべきであり、本開示の範囲内にあると見なされる。用語「熱交換器」は、ある物質から別の物質へ熱を効率的に伝達又は「交換」するように設計された装置を指す。例示的な熱交換器タイプには、並流若しくは向流熱交換器、間接熱交換器（例えば、コイル状熱交換器、アルミろう付プレートフィン型などのプレートフィン熱交換器、シェル＆チューブ式熱交換器など）、直接接触式熱交換器、又はこれらのいくつかの組合せなどが含まれる。

前述のように、従来のＬＮＧサイクルには、ａ）水、硫黄化合物及び二酸化炭素などの混入物を除去するための天然ガス資源の初期処理；ｂ）自己冷却、外部冷却、リーンオイルなどを含む様々な潜在的方法によるプロパン、ブタン、ペンタンなどの数種の重質炭化水素ガスの分離；ｃ）実質的に外部冷却による天然ガスの冷却による、大気圧又はその付近の圧力及び約－１６０℃での液化天然ガスの形成；ｄ）ＬＮＧからの窒素及びヘリウムなどの軽質成分の除去；ｅ）この目的で設計された船舶又はタンカーでの市場地へのＬＮＧ製品の輸送；及びｆ）天然ガス消費者に流通させ得る加圧天然ガス流を形成するための、再ガス化プラントでのＬＮＧの再加圧及び再ガス化が含まれる。本明細書で開示される態様は、一般に、液体窒素（ＬＩＮ）を使用して天然ガスを液化することを含む。一般に、ＬＩＮを使用してＬＮＧを生成することは従来にないＬＮＧサイクルであり、このサイクルでは、上記工程ｃ）がオープンループ冷却源として大量のＬＩＮを使用する天然ガス液化工程に置き換えられ、上記工程ｆ）は、窒素ガスの液化を促進してＬＩＮを形成するために低温ＬＮＧのエクセルギーを使用するように変更することができ、その後、このＬＩＮは資源地へ輸送され、ＬＮＧの生産のための冷却源として使用されてもよい。開示されるＬＩＮ－ｔｏ－ＬＮＧ概念は、船舶又はタンカーでの資源地（輸出ターミナル）から市場地（輸入ターミナル）へのＬＮＧの輸送及び市場地から資源地へのＬＩＮの逆輸送を更に含み得る。

開示される態様は、上記の工程ｃ）及びｄ）が、天然ガスを液化しＬＮＧ流から窒素を分離するのを助けるための液体窒素の使用を含むように変更された方法をより詳細に記載する。開示される態様によれば、１つの方法はＬＮＧプラントから地理的に離れた場所で生産された液体窒素を受け取ることを含む。窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流を冷窒素ベント流との熱の間接交換により少なくとも部分的に液化して、加圧ＬＮＧ流と温窒素ベント流を形成する。温窒素ベント流は、環境に放出されてもよいし、又は使用のために当該施設の他の部分に向けられてもよい。ＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生産されている少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）流を貯蔵タンクから受け取る。加圧ＬＮＧ流は、膨張装置で膨張した後、分離塔の１以上の段に向けられる。膨張装置は、膨張弁、液圧タービン、又はそれらの組合せであり得る。液体窒素流は、分離塔の最上段に向けられる。分離塔内で液体窒素流が分離塔内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔からの液体出口としてＬＮＧ流及び分離塔からの蒸気出口として冷窒素ベント流が形成される。分離塔は、分別塔、蒸留塔、又は吸収塔であり得る。分離塔は、５段以上の分離段を含み得る。ＬＮＧ流の窒素モル濃度は２モル％未満、又はより好ましくは、１モル％未満であり得る。冷窒素ベント流のメタン濃度は、１モル％未満、又はより好ましくは、０．１モル％未満であり得る。ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなどの低圧天然ガス流は、場合により、前記低圧天然ガス流内の炭化水素を液化するために、分離塔の下段に向けることができる。圧力２５バールで、窒素濃度が５.０モル％の天然ガス流の場合、提案されているこの液化システムでの液体窒素要件は、ＬＮＧ １トンの生産あたり液体窒素およそ２トンである。提案されているこの液化システムでは、およそ１００％の炭化水素がＬＮＧ流内で液化される。天然ガス流が最初に液体窒素との間接熱交換により液化された後に従来のエンドフラッシュガスシステムが続く既知の液化システムの場合、エンドフラッシュガスでメタンのおよそ２０％が除去される。従って、提案されている液化システムによりＬＮＧ生産はおよそ２０％増加する。この液化システムは、エンドフラッシュガスの圧縮の必要がないために、機器数が大幅に削減されるという付加的利点がある。この既知システムとは対照的に、本明細書に開示されるボイルオフガスシステムは、提案されている液化システムによる影響が最小限である。開示される態様は、ガスタービンで使用される燃料ガスがボイルオフガス及び／又は供給ガスからのものであるという付加的利点もある。これらの燃料ガス流はどちらもエンドフラッシュガスよりも比較的低い窒素濃度を有し、ガスタービンの燃料ガスとしてより適切なものとなり得る。

開示される態様では、１つの方法は、ＬＮＧプラントから地理的に離れた場所で生産された第１の液体窒素流及び第２の液体窒素流を受け取ることを含む。窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流を冷窒素ベント流及び第２の液体窒素流との間接熱交換により液化して、加圧ＬＮＧ流、第１の温窒素ベント流、及び第２の温窒素ベント流を形成する。第１の温窒素ベント流及び第２の温窒素ベント流は、環境に放出されてもよいし、又は使用のために当該施設の他の部分に向けられてもよい。加圧ＬＮＧ流は、ジェットポンプに向けられ、ジェットポンプ内で駆動流体として使用される。ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなどの低圧天然ガス流は、ジェットポンプに向けられ、そこで加圧ＬＮＧ流と混合されて、ＬＮＧ二相流を形成する。ＬＮＧ二相流は、ＬＮＧ蒸気流とＬＮＧ液体流を形成するために、分離容器に向けることができる。ＬＮＧ液体流は、分離塔の１以上の段に向けられる。ＬＮＧ蒸気流は、分離塔の下段に向けられる。第１の液体窒素流は、分離塔の最上段に向けられる。分離塔内で第１の液体窒素流が分離塔内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔からの液体出口としてＬＮＧ流及び分離塔からの蒸気出口として冷窒素ベント流が形成される。分離塔は、分別塔、蒸留塔、又は吸収塔であり得る。分離塔は、５段以上の分離段を含み得る。ＬＮＧ流の窒素モル濃度は２モル％未満、又はより好ましくは、１モル％未満であり得る。冷窒素ベント流のメタンモル濃度は１モル％未満、又はより好ましくは、０．１モル％未満であり得る。提案されているこの液化システムには、従来の設計よりも多くのＬＮＧを生産し、必要な装置が少ないという利点がある。提案されている液化システムには、この分離塔への液体窒素流れを少なくし、これにより分離塔のサイズを縮小するという付加的利益がある。

開示される態様において、１つの方法は、ＬＮＧプラントから地理的に離れた場所で生産された液体窒素流を受け取ることを含む。窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流を冷窒素ベント流との間接熱交換により液化して、加圧ＬＮＧ流及び温窒素ベント流を形成する。温窒素ベント流は、環境に放出されてもよいし、又は使用のために当該施設の他の部分に向けられてもよい。加圧ＬＮＧ流は、分離容器に向けて、ＬＮＧ蒸気流とＬＮＧ液体流を形成する。ＬＮＧ液体流は、膨張装置で膨張した後、分離塔の１以上の段に向けられる。膨張装置は、膨張弁、液圧タービン、又はそれらの組合せであり得る。ＬＮＧ蒸気流は、ジェットポンプに向けられ、ジェットポンプ内で駆動流体として使用される。ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなどの第１の低圧天然ガス流は、ジェットポンプに向けられ、ＬＮＧ蒸気流と混合されて、第２の低圧天然ガス流を形成する。第２の低圧天然ガス流は、分離塔の下段に向けられる。液体窒素流は、分離塔の最上段に向けられる。分離塔内で液体窒素流が分離塔内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔からの液体出口としてＬＮＧ流及び分離塔からの蒸気出口として冷窒素ベント流が形成される。分離塔は、分別塔、蒸留塔、又は吸収塔であり得る。分離塔は、５段以上の分離段を含み得る。ＬＮＧ流の窒素モル濃度は２モル％未満、又はより好ましくは、１モル％未満であり得る。冷窒素ベント流のメタンモル濃度は１モル％未満、又はより好ましくは、０．１モル％未満であり得る。提案されているこの液化システムには、従来の設計よりも多くのＬＮＧを生産し、必要な装置が少ないという利点がある。この液化システムには、ジェットポンプ内での液体のフラッシングがないため、ジェットポンプの設計が簡素化されるという付加的利益がある。熱交換器設計も又、気相にあるのは単一の冷却流であるため、簡素化される。

図３は、本開示の態様による液化システム３００の図である。天然ガス流３０２を、熱交換器３０６中で冷窒素ベント流３０４との間接熱交換により少なくとも部分的に液化して、加圧ＬＮＧ流３０８と温窒素ベント流３１０を形成する。温窒素ベント流３１０は、環境に放出されてもよいし、又は使用のために当該施設の他の部分に向けられてもよい。１以上のＬＩＮ貯蔵タンク３１３から液体窒素流３１２を受け取る。液体窒素流３１２は、液化システム３００が配置されているＬＮＧ施設とは異なる地理的場所で生産され、既知の低温輸送技術を用いて液化施設３００へ輸送されてもよい。加圧ＬＮＧ流３０８は、膨張弁３１５で膨張した後、分離塔３１６の１以上の段に向けられる。分離塔３１６及び本明細書に開示される他の全て分離塔は、分別塔、蒸留塔、又は吸収塔であり得る。液体窒素流３１２は、分離塔の最上段に向けられる。分離塔内で液体窒素流３１２が分離塔３１６内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔３１６からの液体出口としてＬＮＧ流３１８及び分離塔３１６の蒸気出口として冷窒素ベント流３０４が形成される。ＬＮＧ流３１８の窒素モル濃度は２モル％未満、又はより好ましくは、１モル％未満であり得る。冷窒素ベント流３０４のメタンモル濃度は１モル％未満、又はより好ましくは、０．１モル％未満であり得る。低圧天然ガス流３２０は、場合により、低圧天然ガス流３２０内の炭化水素を液化するために、分離塔３１６の下段に向けることができる。低圧天然ガス流３２０は、その圧力が加圧ＬＮＧ流３０８の圧力よりも相対的に低いことによって特徴付けることができる。低圧天然ガス流３２０は、ＬＮＧ貯蔵タンク３２２からのボイルオフガスを含む場合があり、このＬＮＧ貯蔵タンクは、陸上貯蔵タンク又は海上ＬＮＧ輸送容器の一部であり得る。ボイルオフガスは、ＬＮＧ貯蔵タンク３２２へのＬＮＧの貯蔵、荷積み、及び／又は荷揚げ中に生成され得る。

図４は、本開示の別の態様による液化システム４００の図である。液体窒素（ＬＩＮ）源流４０２は、液化システム４００から地理的に離れた場所で生産され、既知の低温輸送技術を用いて液化システム４００の所在地へ輸送される。液体窒素源流４０２は、ポンプ４０４を用いて送り込まれ、第１の液体窒素流４０６と第２の液体窒素流４０８とに分かれる。天然ガス流４１０を、熱交換器４１４中で冷窒素ベント流４１２及び第２の液体窒素流４０８との間接熱交換により少なくとも部分的に液化して、加圧ＬＮＧ流４１６、第１の温窒素ベント流４１８、及び第２の温窒素ベント流４２０を形成する。第１の温窒素ベント流４１８及び第２の温窒素ベント流４２０は、環境に放出されてもよいし、又は使用のために当該施設の他の部分に向けられてもよい。弁４２２又は他の減圧装置による減圧後、加圧ＬＮＧ流４１６は、ジェットポンプ４２４に向けられ、そこでジェットポンプ４２４内で駆動流体として使用される。低圧天然ガス流４２６（ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなど）は、ジェットポンプ４２４に向けられ、そこで加圧ＬＮＧ流４１６と混合されて、二相ＬＮＧ流４２８を形成する。二相ＬＮＧ流４２８は、ＬＮＧ蒸気流４３２とＬＮＧ液体流４３４を形成するために、分離容器４３０に向けることができる。ＬＮＧ液体流４３４は、分離塔４３６の１以上の段に向けられる。ＬＮＧ蒸気流４３２は、分離塔４３６の下段に向けられる。第１の液体窒素流４０６は、分離塔４３６の最上段に向けられる。分離塔４３６内で第１の液体窒素流４０６が分離塔４３６内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔４３６からの液体出口としてＬＮＧ流４３８及び分離塔４３６からの蒸気出口として冷窒素ベント流４１２が形成される。ＬＮＧ流４３８の窒素モル濃度は２モル％未満、又はより好ましくは、１モル％未満であり得る。冷窒素ベント流４１２のメタンモル濃度は１モル％未満、又はより好ましくは、０．１モル％未満であり得る。低圧天然ガス流４２６は、その圧力が加圧ＬＮＧ流４１６の圧力よりも相対的に低いことによって特徴付けることができる。低圧天然ガス流４２６は、ＬＮＧ貯蔵タンク３２２と同様のＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガスを含む場合があり、このＬＮＧ貯蔵タンクは、陸上貯蔵タンク又は海上ＬＮＧ輸送容器の一部であり得る。ボイルオフガスは、ＬＮＧ貯蔵タンクへのＬＮＧの貯蔵、荷積み、及び／又は荷揚げ中に生成され得る。

図５は、別の態様による液化システム５００の図である。液体窒素流５０２は、ＬＮＧシステムから地理的に離れた場所で生産され、既知の低温輸送技術を用いて液化システムの所在地に輸送される。天然ガス流５０４を、熱交換器５０８中で冷窒素ベント流５０６との間接熱交換により少なくとも部分的に液化して、加圧ＬＮＧ流５１０とび温窒素ベント流５１２を形成する。温窒素ベント流５１２は、環境に放出されてもよいし、又は使用のために液化システム５００の他の部分又は他の施設に向けられてもよい。加圧ＬＮＧ流５１０は分離容器５１３に向け、ＬＮＧ蒸気流５１４とＬＮＧ液体流５１６を形成する。ＬＮＧ液体流５１６は、膨張弁５１８で膨張した後、分離塔５２０の１以上の段に向けられる。ＬＮＧ蒸気流５１４は、ジェットポンプ５２２に向けられ、そこでジェットポンプ５２２内で駆動流体として使用される。第１の低圧天然ガス流５２４（ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなど）は、ジェットポンプ５２２に向けられ、そこでＬＮＧ蒸気流５１４と混合されて、第２の低圧天然ガス流５２６を形成する。第２の低圧天然ガス流５２６は、分離塔５２０の下段に向けられる。液体窒素流５０２は、分離塔５２０の最上段に向けられる。液体窒素流５０２は、蒸留塔内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔５２０からの液体出口としてＬＮＧ流５２８及び分離塔５２０からの蒸気出口として冷窒素ベント流５０６が形成される。ＬＮＧ流５２８の窒素モル濃度は２モル％未満、又はより好ましくは、１モル％未満であり得る。冷窒素ベント流５０６のメタンモル濃度は１モル％未満、又はより好ましくは、０．１モル％未満であり得る。低圧天然ガス流５２４は、その圧力が加圧ＬＮＧ流５１０の圧力よりも相対的に低いことによって特徴付けることができる。低圧天然ガス流５２４は、ＬＮＧ貯蔵タンク３２２と同様のＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガスを含む場合があり、このＬＮＧ貯蔵タンクは、陸上貯蔵タンク又は海上ＬＮＧ輸送容器の一部であり得る。ボイルオフガスは、ＬＮＧ貯蔵タンクへのＬＮＧの貯蔵、荷積み、及び／又は荷揚げ中に生成され得る。

図６は、本開示の更に別の態様による液化システム６００の図である。液体窒素（ＬＩＮ）源流６０２は、液化システム６００から地理的に離れた場所で生産され、既知の低温輸送技術を用いて液化システム６００の所在地へ輸送される。液体窒素源流６０２は、第１の液体窒素流６０６と第２の液体窒素流６０８とに分かれる。第２の液体窒素流６０８は、ポンプ６０４により送り込まれ、加圧液体窒素流６１０が生成する。天然ガス流６１２を、第１の熱交換器６１４中で冷窒素ベント流６１６、加圧液体窒素流６１０、第１の冷ガス冷媒流６１８、及び第２の冷ガス冷媒流６２０との間接熱交換により少なくとも部分的に液化して、加圧ＬＮＧ流６２２、第１の温窒素ベント流６２４、第１の温ガス冷媒流６２６、第２の温ガス冷媒流６２８、及び第２の温窒素ベント流６３０を形成する。加圧液体窒素流６１０は、第２の液体窒素流６０８を２００ｐｓｉａよりも高い圧力までポンプで送り込むことによって生成し得る。第１の温窒素ベント流６２４及び第２の温窒素ベント流６３０は、環境に放出されてもよいし、又は使用のために当該施設の他の部分に向けられてもよい。第１の温ガス冷媒流６２６は、第１の膨張器６３２で膨張し、第１の冷ガス冷媒流６１８を生成する。第２の温ガス冷媒流６２８は、第２の熱交換器６３６中で第２の圧縮冷媒流６３４と熱交換して、第３の温ガス冷媒流６３８を形成する。第３の温ガス冷媒流６３８は、第１の圧縮器６４０で圧縮された後、第１の冷却器６４２で冷却され、第１の圧縮冷媒流６４４を形成する。第１の圧縮冷媒流６４４は、第２の圧縮器６４６で圧縮されたた後、第２の冷却器６４８で冷却され、第２の圧縮冷媒流６３４を形成する。第２の圧縮冷媒流６３４は、第２の熱交換器６３６内で更に冷却された後、第２の膨張器６５０で膨張し、第２の冷ガス冷媒流６２０を形成する。第１の圧縮器６４０は、第１の膨張器６３２と機械的に連結されていてよい。第２の圧縮器６４６は、第２の膨張器６５０と機械的に連結されていてよい。加圧ＬＮＧ流６２２は、膨張弁６５２で膨張した後、分離塔６５４の１以上の段に向けられる。第１の液体窒素流６０６は、分離塔６５４の最上段に向けられる。分離塔６５４内で第１の液体窒素流６０６が分離塔６５４内の天然ガスと直接的に熱交換し、これにより、分離塔６５４からの液体出口としてＬＮＧ流６５６及び分離塔６５４からの蒸気出口として冷窒素ベント流６１６が形成される。ＬＮＧ流６５６の窒素モル濃度は２モル％未満、又はより好ましくは、１モル％未満であり得る。冷窒素ベント流６１６のメタンモル濃度は１モル％未満、又はより好ましくは、０．１モル％未満であり得る。低圧天然ガス流６５８（ＬＮＧ貯蔵タンク及び／又は船舶タンクからのボイルオフガスなど）は、場合により、低圧天然ガス流６５８内の炭化水素を液化するために、分離塔６５４の下段に向けることができる。低圧天然ガス流６５８は、その圧力が加圧ＬＮＧ流６２２の圧力よりも相対的に低いことによって特徴付けることができる。低圧天然ガス流６５８は、ＬＮＧ貯蔵タンク３２２と同様のＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガスを含む場合があり、このＬＮＧ貯蔵タンクは、陸上貯蔵タンク又は海上ＬＮＧ輸送容器の一部であり得る。ボイルオフガスは、ＬＮＧ貯蔵タンクへのＬＮＧの貯蔵、荷積み、及び／又は荷揚げ中に生成され得る。ジェットポンプ４２４及び５２２は、エダクターとも呼ばれることがあり、加圧ＬＮＧ流の高い圧力を使用して、低圧天然ガス流の圧力を上昇させる。この低圧天然ガス流は、前述のように、定置ＬＮＧタンク若しくはＬＮＧ輸送容器搭載のＬＮＧタンクへの又は定置ＬＮＧタンク若しくはＬＮＧ輸送容器搭載のＬＮＧタンクからのＬＮＧの貯蔵、輸送、荷積み、及び／又は積出中に生成されたボイルオフガスを含む場合がある。エダクターは又、図３及び６に示される態様でも、それぞれ、加圧ＬＮＧ流３０８、６２２のより高い圧力を使用して、低圧天然ガス流３２０、６５８の圧力を上昇させるために使用することができる。これらのエダクターの吐出混合物は、図４及び５に示されるように、塔３１６、６５４に直接送られる場合がある。

図７は、開示される態様による、窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成するための方法７００のフローチャートである。ブロック７０２でＬＮＧ液化施設において少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）流を受け取る。少なくとも１つのＬＩＮ流はＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されてもよい。ブロック７０４で天然ガス流を窒素ベント流との間接熱交換により液化して、加圧ＬＮＧ流を形成する。この加圧ＬＮＧ流の窒素濃度は１モル％より高い。ブロック７０６で加圧ＬＮＧ流を上段及び下段を有する塔の１以上の段に向けて、ＬＮＧ流と窒素ベント流を生成する。ブロック７０８で、１以上のＬＩＮ流は塔の１以上の上段に向けられる。

図８は、開示される態様による、窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成するための方法８００のフローチャートである。ブロック８０２でＬＮＧ液化施設において第１の液化窒素（ＬＩＮ）流及び第２のＬＩＮ流を受け取る。第１のＬＩＮ流及び第２のＬＩＮ流はＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されてもよい。ブロック８０４で天然ガス流を窒素ベント流及び第２の液化窒素流との間接熱交換により液化して、加圧ＬＮＧ流を形成する。この加圧ＬＮＧ流の窒素濃度は１モル％より高い。ブロック８０６で加圧ＬＮＧ流はジェットポンプに向けられる。この加圧ＬＮＧ流をジェットポンプの駆動流体として使用する。ブロック８０８で加圧ＬＮＧ流と低圧天然ガス流とをジェットポンプ中で混合して、二相ＬＮＧ流を生成する。低圧天然ガス流は加圧ＬＮＧ流の圧力より低い圧力を有する。ブロック８１０で二相ＬＮＧ流をＬＮＧ蒸気流とＬＮＧ液体流とに分離する。ブロック８１２でＬＮＧ液体流は塔の１以上の段に向けられる。ブロック８１４でＬＮＧ蒸気流は塔の１以上の下段に向けられる。ブロック８１６で第１の液化窒素流は塔の１以上の上段に向けられる。ブロック８１８で塔からＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成する。

図９は、開示される態様による、窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成するための方法９００のフローチャートである。ブロック９０２でＬＮＧ液化施設において１以上の液化窒素（ＬＩＮ）流を受け取る。１以上のＬＩＮ流はＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されてもよい。ブロック９０４で天然ガス流を窒素ベント流及び第２の液化窒素流との間接熱交換により少なくとも部分的に液化して、加圧ＬＮＧ流を形成する。この加圧ＬＮＧ流の窒素濃度は１モル％より高い。ブロック９０６で加圧ＬＮＧ流を分離容器に向けて、ＬＮＧ蒸気流とＬＮＧ液体流を生成する。ブロック９０８でＬＮＧ蒸気流はジェットポンプに向けられる。このＬＮＧ蒸気流をジェットポンプの駆動流体として使用する。ブロック９１０でＬＮＧ蒸気流と第１の低圧天然ガス流とをジェットポンプ中で混合して、第２の低圧天然ガス流を生成する。第１の低圧天然ガス流及び第２の低圧天然ガス流のそれぞれは、加圧ＬＮＧ流の圧力より低い圧力を有する。ブロック９１２でＬＮＧ液体流は塔の１以上の段に向けられる。ブロック９１４で第２の低圧天然ガス流は塔の１以上の下段に向けられる。ブロック９１６で１以上のＬＩＮ流は塔の１以上の上段に向けられる。ブロック９１８で塔からＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成する。

図１０は、開示される態様による、窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成するための方法１０００のフローチャートである。ブロック１００２でＬＮＧ液化施設において第１の液化窒素（ＬＩＮ）流及び第２のＬＩＮ流を受け取る。第１のＬＩＮ流及び第２のＬＩＮ流はＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されてもよい。ブロック１００４で天然ガス流は窒素ベント流及び第２の液化窒素流との間接熱交換により液化して、窒素濃度が１モル％より高い加圧ＬＮＧ流を形成する。ブロック１００６で加圧ＬＮＧ流は塔の１以上の段に向けられる。ブロック１００８で低圧天然ガス流は塔の１以上の下段に向けられる。低圧天然ガス流は加圧ＬＮＧ流の圧力より低い圧力を有する。ブロック１０１０で第１のＬＩＮ流は塔の１以上の上段に向けられる。ブロック１０１２で塔からＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成する。

開示される態様は、以下の符番された項に示される方法及びシステムのいずれの組み合わせも含み得る。上記の説明からいくつもの変形を想定することができることから、これは考えられる全ての態様の完全に網羅するものと見なされるべきではない。
１．窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
ＬＮＧ液化施設において、そのＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されている少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）流を受け取ること；
窒素ベント流との間接熱交換により天然ガス流を液化して、窒素濃度が１モル％より高い加圧ＬＮＧ流を形成すること；
前記加圧ＬＮＧ流を上段及び下段を有する塔の１以上の段に向けて、ＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成すること；及び
１以上のＬＩＮ流を前記塔の１以上の上段に向けること
を含む、方法。
２．前記加圧ＬＮＧ流を前記塔の１以上の段に向ける前に、前記加圧ＬＮＧ流を、加圧ＬＮＧ流の窒素濃度より高い窒素濃度を有するＬＮＧ蒸気流と、加圧ＬＮＧ流の窒素濃度より低い窒素濃度を有するＬＮＧ液体流とに分離することを更に含み；
ここで、前記加圧ＬＮＧ流を前記塔の１以上の段に向けることは、
前記ＬＮＧ液体流を前記塔の上段の１つに向けること；及び
前記ＬＮＧ蒸気流を前記塔の下段の１つに向けること
を含む、第１項に記載の方法。
３．前記塔が分別塔、蒸留塔、又は吸収塔のうちの１つである、第１項又は第２項に記載の方法。
４．天然ガス流が、前記塔の下段の１つに向けられ、前記天然ガス流が、前記加圧ＬＮＧ流よりも圧力が低い、第１項～第３項のいずれか一項に記載の方法。
５．前記天然ガス流がＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガスを含む、第４項に記載の方法。
６．前記天然ガス流がＬＮＧ運搬船の貯蔵タンクからのボイルオフガスを含む、第４項に記載の方法。
７．塔に向けられる前に天然ガス流を圧縮することを更に含む、第４項に記載の方法。
８．前記窒素ベント流と前記天然ガス流との間で間接的に熱交換して、温められた窒素ベント流を形成することを更に含む、第１項～第７項のいずれか一項に記載の方法。
９．前記ＬＮＧ流の窒素濃度が１モル％より低い、第１項～第８項のいずれか一項に記載の方法。
１０．前記窒素ベント流のメタン濃度が０．１モル％より低い、第１項～第９項のいずれか一項に記載の方法。
１１．塔に向けられる前に前記加圧ＬＮＧ流を液圧タービン内で膨張させること
を更に含む、第１項～第１０項のいずれか一項に記載の方法。
１２．窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
ＬＮＧ液化施設において、そのＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されている第１の液化窒素（ＬＩＮ）流及び第２のＬＩＮ流を受け取ること；
窒素ベント流と第２の液化窒素流との間接熱交換により天然ガス流を液化して、窒素濃度が１モル％より高い加圧ＬＮＧ流を形成すること；
前記加圧ＬＮＧ流をジェットポンプに向け、ジェットポンプの駆動流体として前記加圧ＬＮＧ流を使用すること；
前記加圧ＬＮＧ流と、前記加圧ＬＮＧ流の圧力より低い圧力を有する低圧天然ガス流とを前記ジェットポンプ中で混合して、二相ＬＮＧ流を生成すること；
前記二相ＬＮＧ流をＬＮＧ蒸気流とＬＮＧ液体流とに分離すること；
前記ＬＮＧ液体流を塔の１以上の段に向けること；
前記ＬＮＧ蒸気流を塔の１以上の下段に向けること；
第１の液化窒素流を塔の１以上の上段に向けること；及び
前記塔からＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成すること
を含む、方法。
１３．前記塔が分別塔、蒸留塔、又は吸収塔のうちの１つである、第１２項に記載の方法。
１４．前記低圧天然ガス流がＬＮＧ貯蔵タンクから抽出されたボイルオフガスを含む、第１２項又は第１３項に記載の方法。
１５．前記低圧天然ガス流がＬＮＧ運搬船から貯蔵又は荷揚げ作業中にＬＮＧから抽出されたボイルオフガスを含む、第１２項又は第１３項に記載の方法。
１６．塔に向けられる前に前記低圧天然ガス流を圧縮することを更に含む、第項１２項～第１５項のいずれか一項に記載の方法。
１７．前記窒素ベント流と前記天然ガス流との間で間接的に熱交換して、温められた窒素ベント流を形成すること
を更に含む、第１２項～第１６項のいずれか一項に記載の方法。
１８．前記ＬＮＧ流窒素モル濃度が１モル％より低い、第１２項～第１７項のいずれか一項に記載の方法。
１９．前記窒素ベント流のメタンモル濃度が０．１モル％より低い、第１２項～第１８項のいずれか一項に記載の方法。
２０．窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成するための方法であって、
ＬＮＧ液化施設において、そのＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されている１以上の液化窒素（ＬＩＮ）流を受け取ること；
前記窒素ベント流と第２の液化窒素流との間接熱交換により前記天然ガス流を少なくとも部分的に液化して、窒素濃度が１モル％より高い加圧ＬＮＧ流を形成すること；
加圧ＬＮＧ流を分離容器に向けて、ＬＮＧ蒸気流及びＬＮＧ液体流を生成すること；
前記ＬＮＧ蒸気流ジェットポンプに向け、そのジェットポンプの駆動流体として前記ＬＮＧ蒸気流を使用すること；
前記ＬＮＧ蒸気流と第１の低圧天然ガス流を前記ジェットポンプ中で混合して、第２の低圧ガス流を生成すること、ここで、第１の低圧天然ガス流及び第２の低圧天然ガス流はそれぞれ、前記加圧ＬＮＧ流の圧力より低い圧力を有する；
ＬＮＧ液体流を塔の１以上の段に向けること；
第２の低圧天然ガス流を塔の１以上の下段に向けること；
１以上のＬＩＮ流を塔の１以上の上段に向けること；及び
前記塔からＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成すること
を含む、方法。
２１．前記ＬＮＧ流の窒素モル濃度が１モル％より低い、第２０項に記載の方法。
２２．前記窒素ベント流のメタンモル濃度が０．１モル％より低い、第２０項又は第２１項に記載の方法。
２３．前記塔が分別塔、蒸留塔、又は吸収塔のうちの１つである、第２０項～第２２項のいずれか一項に記載の方法。
２４．前記低圧天然ガス流がＬＮＧ貯蔵タンクから抽出されたボイルオフガスを含む、第２０項～第２３項のいずれか一項に記載の方法。
２５．前記低圧天然ガス流がＬＮＧ運搬船から貯蔵又は荷揚げ作業中にＬＮＧから抽出されたボイルオフガスを含む、第２０項～第２４項のいずれか一項に記載の方法。
２６．窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
ＬＮＧ液化施設において、そのＬＮＧ液化施設とは異なる地理的場所で生産されている第１の液化窒素（ＬＩＮ）流及び第２のＬＩＮ流を受け取ること；
窒素ベント流と第２の液化窒素流との間接熱交換により天然ガス流を液化して、窒素濃度が１モル％より高い加圧ＬＮＧ流を形成すること；
前記加圧ＬＮＧ流を塔の１以上の段に向けること；
前記加圧ＬＮＧ流の圧力より低い圧力を有する低圧天然ガス流を塔の１以上の下段に向けること；
第１の液化窒素流を塔の１以上の上段に向けること；及び
前記塔からＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成すること
を含む、方法。
２７．窒素ベント流と第２の液化窒素流との間接熱交換により天然ガス流を液化することが熱交換器中で達成され、
第２の液体窒素流が前記熱交換器を通過した後に第２の液体窒素流から第１の温ガス冷媒流を形成すること；
第１の温ガス冷媒流を膨張させて、第１の冷ガス冷媒流を形成すること；及び
前記熱交換器を通るように第１の冷ガス冷媒流を向けて、天然ガス流を液化すること
を更に含む、第２６項に記載の方法。
２８．第１の冷ガス冷媒流が前記熱交換器を通過した後に第１の冷ガス冷媒流から第２の温ガス冷媒流を形成すること；
第２の温ガス冷媒流を圧縮及び冷却して、圧縮冷媒流を形成すること；
第２の熱交換器中で、第２の温ガス冷媒流と前記圧縮冷媒流との間で熱交換すること；
前記圧縮冷媒流を膨張させて、第２の冷ガス冷媒流を形成すること；及び
前記熱交換器を通るように第２の冷ガス冷媒流を向けて、天然ガス流を液化すること
を更に含む、第２７項に記載の方法。
２９．前記ＬＮＧ流の窒素モル濃度が１モル％より低い、第２６項～第２８項のいずれか一項に記載の方法。
３０．前記窒素ベント流のメタンモル濃度が０．１モル％より低い、第２６項～第２９項のいずれか一項に記載の方法。
３１．前記塔が分別塔、蒸留塔、又は吸収塔のうちの１つである、第２６項～第３０項のいずれか一項に記載の方法。
３２．前記低圧天然ガス流がＬＮＧ貯蔵タンクから抽出されたボイルオフガスを含む、第２６項～第３１項のいずれか一項に記載の方法。
３３．前記低圧天然ガス流がＬＮＧ運搬船から貯蔵又は荷揚げ作業中にＬＮＧから抽出されたボイルオフガスを含む、第２６項～第３１項のいずれか一項に記載の方法。

本開示の範囲から逸脱することなく、前述の開示に対する多数の変更、修正、及び代替をなし得るものと理解されるべきである。従って、前述の説明は、本開示の範囲を限定することを意味するものではない。むしろ、本開示の範囲は、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されるべきである。又、本実施例における構造及び特徴は、互いに対して変更、再配置、置換、削除、複製、組み合わせ、又は追加が可能であることも企図される。

Claims (18)

1. 窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
   ＬＮＧ液化施設において、そのＬＮＧ液化施設とは異なる場所で生産されている少なくとも１つの液体窒素（ＬＩＮ）流を受け取ること；
   窒素ベント流との間接熱交換により天然ガス流を液化して、窒素濃度が１モル％より高い加圧ＬＮＧ流を形成すること；
   前記加圧ＬＮＧ流を上段及び下段を有する塔の１以上の段に送り、ＬＮＧ流及び窒素ベント流を生成すること；及び
   １以上のＬＩＮ流を前記塔の１以上の上段に送ること
   を含み、
   前記加圧ＬＮＧ流を前記塔の１以上の段に送る前に、前記加圧ＬＮＧ流を、加圧ＬＮＧ流の窒素濃度より高い窒素濃度を有するＬＮＧ蒸気流と、加圧ＬＮＧ流の窒素濃度より低い窒素濃度を有するＬＮＧ液体流とに分離することを更に含み、
   ここで、前記加圧ＬＮＧ流を前記塔の１以上の段に送ることは、
   前記ＬＮＧ液体流を前記塔の上段の１つに送ること；及び
   前記ＬＮＧ蒸気流を前記塔の下段の１つに送ること
   を含む、方法。
2. 前記塔が分別塔、蒸留塔、又は吸収塔のうちの１つである、請求項１に記載の方法。
3. 天然ガス流が、前記塔の下段の１つに送られ、前記天然ガス流が、前記加圧ＬＮＧ流よりも圧力が低い、請求項１又は２に記載の方法。
4. 前記天然ガス流がＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガスを含む、請求項３に記載の方法。
5. 前記天然ガス流がＬＮＧ運搬船の貯蔵タンクからのボイルオフガスを含む、請求項３に記載の方法。
6. 塔に送られる前に天然ガス流を圧縮することを更に含む、請求項３に記載の方法。
7. 前記窒素ベント流と前記天然ガス流との間で間接的に熱交換して、温められた窒素ベント流を形成することを更に含む、請求項１～６のいずれか一項に記載の方法。
8. 前記ＬＮＧ流の窒素濃度が１モル％より低い、請求項１～７のいずれか一項に記載の方法。
9. 前記窒素ベント流のメタン濃度が０．１モル％より低い、請求項１～８のいずれか一項に記載の方法。
10. 前記塔に送られる前に前記加圧ＬＮＧ流を液圧タービン内で膨張させること
    を更に含む、請求項１～９のいずれか一項に記載の方法。
11. 窒素濃度が１モル％より高い天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
    ＬＮＧ液化施設において、そのＬＮＧ液化施設とは異なる場所で生産されている第１の液化窒素（ＬＩＮ）流及び第２のＬＩＮ流を受け取ること；
    窒素ベント流と第２の液化窒素流との間接熱交換により前記天然ガス流を液化して、窒素濃度が１モル％より高い加圧ＬＮＧ流を形成すること；
    前記加圧ＬＮＧ流を塔の１以上の段に送ること；
    前記加圧ＬＮＧ流の圧力より低い圧力を有する低圧天然ガス流を前記塔の１以上の下段に送ること；
    第１の液化窒素流を前記塔の１以上の上段に送ること；及び
    前記塔からＬＮＧ流及び前記窒素ベント流を生成すること
    を含む、方法。
12. 窒素ベント流と第２の液化窒素流との間接熱交換により前記天然ガス流を液化することが熱交換器中で達成され、
    第２の液体窒素流が前記熱交換器を通過した後に第２の液体窒素流から第１の温ガス冷媒流を形成すること；
    第１の温ガス冷媒流を膨張させて、第１の冷ガス冷媒流を形成すること；及び
    前記熱交換器を通るように第１の冷ガス冷媒流を送り、前記天然ガス流を液化すること
    を更に含む、請求項１１に記載の方法。
13. 第１の冷ガス冷媒流が前記熱交換器を通過した後に第１の冷ガス冷媒流から第２の温ガス冷媒流を形成すること；
    第２の温ガス冷媒流を圧縮及び冷却して、圧縮冷媒流を形成すること；
    第２の熱交換器中で、第２の温ガス冷媒流と前記圧縮冷媒流との間で熱交換すること；
    前記圧縮冷媒流を膨張させて、第２の冷ガス冷媒流を形成すること；及び
    前記熱交換器を通るように第２の冷ガス冷媒流を送り、前記天然ガス流を液化すること
    を更に含む、請求項１２に記載の方法。
14. 前記ＬＮＧ流の窒素モル濃度が１モル％より低い、請求項１１～１３のいずれか一項に記載の方法。
15. 前記窒素ベント流のメタンモル濃度が０．１モル％より低い、請求項１１～１４のいずれか一項に記載の方法。
16. 前記塔が分別塔、蒸留塔、又は吸収塔のうちの１つである、請求項１１～１５のいずれか一項に記載の方法。
17. 前記低圧天然ガス流がＬＮＧ貯蔵タンクから抽出されたボイルオフガスを含む、請求項１１～１６のいずれか一項に記載の方法。
18. 前記低圧天然ガス流がＬＮＧ運搬船から貯蔵又は荷揚げ作業中にＬＮＧから抽出されたボイルオフガスを含む、請求項１１～１６のいずれか一項に記載の方法。

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