JP7326484B2 - 高圧圧縮及び膨張による天然ガスの前処理及び予冷 - Google Patents

Description

関連出願の相互参照
本出願は、発明の名称「高圧圧縮及び膨張による天然ガスの前処理及び予冷」で２０１９年９月１９日に出願された米国仮特許出願第６２／９０２４６０号の優先権の利益を主張する。

発明の分野
本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための天然ガスの液化、より詳細には、資本設備の建設及び／又は保守、及び／又は従来のＬＮＧプラントの環境影響が有害である可能性のある遠隔又は敏感な区域でのＬＮＧの生産に関する。

背景
ＬＮＧ生産は、豊富な供給量の天然ガスがある場所から天然ガスに対する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生産サイクルは、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）自己冷凍、外部冷凍、リーンオイル等を含めた可能な種々の方法によるいくらかの重質炭化水素ガス、例えばプロパン、ブタン、ペンタン等の分離；ｃ）大気圧近傍及び約－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）この目的で設計された船舶又はタンカーでのＬＮＧ生産物の市場への輸送；ｅ）再ガス化プラントにおける天然ガス消費者に分配可能な加圧天然ガスへのＬＮＧの再加圧及び再ガス化を含む。従来のＬＮＧサイクルのステップ（ｃ）は通常、かなりの炭素その他の排出物を排出する大型ガスタービンドライバーによって動力が供給されることが多い大型冷凍圧縮機の使用を必要とする。液化プラントの一部として、数十億という米ドルの大規模な設備投資及び広範なインフラストラクチャーが必要とされる。従来のＬＮＧサイクルのステップ（ｅ）は一般的に極低温ポンプを使用して所要圧力までＬＮＧを再加圧してから、中間流体を経るが最終的には海水と熱交換することによって、又は天然ガスの一部を燃焼させてＬＮＧを加熱して蒸発させることによって、ＬＮＧを再ガス化して加圧天然ガスにすることを含む。

ＬＮＧ生産は一般的に周知であるが、技術改善は、ＬＮＧ産業におけるその指導的地位の維持を目指すので、未だにＬＮＧ生産者に有意な機会を与えることができる。例えば、フローティングＬＮＧ（ＦＬＮＧ）は、ＬＮＧを生産するための比較的新しい技術オプションである。この技術は、バージ又は船舶等のフローティング構造体上にガス処理及び液化設備を建設することを必要とする。ＦＬＮＧは、陸へのガスパイプラインを建設することが経済的に実行できない場合に海洋標準ガスを収益化するための技術的解決策である。ＦＬＮＧは、遠隔的、環境に配慮した及び／又は政治的に困難だがやりがいのある領域にある陸上及び近海ガス分野のためにもますます検討されている。この技術は、生産拠点での環境フットプリントが減少するという点で従来の陸上ＬＮＧを超える特定の利点を有する。ＬＮＧ設備の大半が造船所にてより低い賃金率及び少ない遂行リスクで建設されるので、この技術はプロジェクトの成果をより早くかつ低コストで出すこともできる。

ＦＬＮＧは、従来の陸上ＬＮＧを超えるいくつかの利点を有するが、この技術の適用には重大な技術的課題が残っている。例えば、ＦＬＮＧ構造は、多くの場合陸上ＬＮＧプラントに利用できる４分の１未満である面積又はスペースで同レベルのガス処理及び液化を可能にしなければならない。この理由のため、液化設備のフットプリントを減らしながら、その能力を維持し、それによってプロジェクト全体のコストを下げる技術を開発する必要がある。ＦＬＮＧプロジェクトに使用するためにいくつかの液化技術が提案されている。指導的技術としては、単一混合冷媒（ＳＭＲ）プロセス、二元混合冷媒（ＤＭＲ）プロセス、及びエキスパンダベース（又は膨張）プロセスがある。

ＤＭＲプロセスとは対照的に、ＳＭＲプロセスは、完全液化プロセスと関係がある全ての機器及び容積を単一ＦＬＮＧモジュール内で適合させられるという利点を有する。ＳＭＲ液化モジュールは、完全ＳＭＲトレインとしてＦＬＮＧ構造体の上側に置かれる。この「ＬＮＧインボックス（ＬＮＧ－ｉｎ－ａ－Ｂｏｘ）」概念は、ＦＬＮＧ構造体が建設される場所とは異なる場所でのＳＭＲトレインの試験及び試運転を可能にするのでＦＬＮＧプロジェクト遂行にとって好ましい。それは、賃金率が従来の製造所の賃金率より高い傾向がある造船所における労働時間を減らすので、労働コストの削減をも可能にする。ＳＭＲプロセスは、他の混合冷媒プロセスに比べて、相対的に効率がよく、単純かつコンパクトな冷媒プロセスであるという追加利点を有する。さらに、ＳＭＲ液化プロセスは、エキスパンダベース液化プロセスより典型的に１５％～２０％効率が良い。

ＦＬＮＧプロジェクトにおけるＬＮＧ液化のためのＳＭＲプロセスの選択はその利点を有するが、ＳＭＲプロセスにはいくつかの欠点がある。例えば、必要とされるプロパン等の可燃性冷媒の使用及び貯蔵は、ＦＬＮＧに関するロスプリベンション（ｌｏｓｓ ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ）問題を顕著に増やす。ＳＭＲプロセスは能力にも限界があり、所望のＬＮＧ生産量に達するのに必要なトレイン数を増やす。また、重質炭化水素を除去し、冷媒構成に必要な天然ガス液を回収するために、スクラブカラムを用いることが多い。図１は、単純ＳＭＲプロセスとスクラブカラム１０４を統合した典型的なＬＮＧ液化システム１００である。ＳＭＲ冷媒ループ１０６が１つ以上の熱交換器１０８ａ、１０８ｂ、１０８ｃ内で供給ガスストリーム１０２を冷却及び液化する。詳細には、ＳＭＲ冷媒ループ１０６は、供給ガスストリーム１０２がスクラブカラム１０４に送られる前にそれを冷却する。重質炭化水素がスクラブカラム１０４の下部ストリーム１１０から除去され、冷却された蒸気ストリーム１１２がスクラブカラム１０４の上部から除去される。冷却された蒸気ストリーム１１２は次に熱交換器１０８ｂ内でＳＭＲ冷媒ループ１０６との熱交換によって冷却され、部分的に凝縮される。冷却された蒸気ストリームは、分離容器１１４に送られ、そこで、冷却された蒸気ストリームの凝縮部分は液体還流ストリーム１１６としてスクラブカラムに戻され、冷却された蒸気ストリームの流蒸気部分１１８は熱交換器１０８ｃ内でＳＭＲ冷媒ループ１０６との熱交換によって液化される。ＬＮＧストリーム１２０は、貯蔵及び／又は輸送のためにＬＮＧ液化システム１００から出る。

図１に示し、上述したもののような統合スクラブカラムデザインは、一般的に重質炭化水素除去の最低コストの選択肢である。しかしながら、このデザインは、ＳＭＲトレインの冷凍の一部が熱交換器１０８ｂ内で利用されてカラム還流をもたらすのでトレイン能力を減じるという欠点を有する。それは、ＳＭＲトレインの機器数を増やすという欠点をも有し、単一ＦＬＮＧモジュール内にＳＭＲトレインを設置する能力を制限することがある。さらに、１．５ＭＴＡ超のＦＬＮＧ用途には、複数のＳＭＲトレインが必要であり、各トレインはそれ自体の統合スクラブカラムを有する。これら及び他の理由のため、相当量の上側スペース及びウェイトがＳＭＲトレインのために必要である。上側スペース及びウェイトはＦＬＮＧプロジェクトコストにとって重大な動因なので、上側スペース、ウェイト及び複雑さをさらに低減させ、ひいてはプロジェクト経済を改善するためにＳＭＲ液化プロセスを改善する必要性が残っている。トレイン能力を高めながら、高生産性ＦＬＮＧ用途のための全体的な機器数をも減らすことができる重質炭化水素除去プロセスを開発するさらなる必要性が残っている。

エキスパンダベースプロセスは、それをＦＬＮＧプロジェクトにうまく適合させ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しない液化を提供することである。プロパン貯蔵等の液体炭化水素冷媒在庫を排除すると、ＦＬＮＧプロジェクトに関する安全上の懸念を著しく減らす。混合冷媒プロセスと比べたエキスパンダベースプロセスのさらなる利点は、主冷媒がほとんど気相内に留まるのでエキスパンダベースプロセスは海洋運動に対して感受性が低いことである。しかしながら、年間２百万トン（ＭＴＡ）超のＬＮＧ生産を伴うＦＬＮＧプロジェクトへのエキスパンダベースプロセスの適用は、混合冷媒プロセスの使用より魅力的でないことが証明されている。エキスパンダベースプロセストレインの能力は典型的に１．５ＭＴＡ未満である。対照的に、既知の二元混合冷媒プロセスのトレインのような混合冷媒プロセストレインは、５ＭＴＡ超のトレイン能力を有する可能性がある。エキスパンダベースプロセストレインのサイズは、プロセス全体を通してその冷媒がほとんど蒸気状態のままであり、冷媒がその顕熱によってエネルギーを吸収するので制限される。これらの理由から、プロセス全体を通して冷媒の体積流量が多く、熱交換器及び配管のサイズは、混合冷媒プロセスのものより比例して大きい。さらに、エキスパンダベースプロセストレインの容量が増すにつれてコンパンダの馬力サイズの限界が並列回転機械類をもたらす。エキスパンダベースプロセスを利用するＦＬＮＧプロジェクトの生産率は、複数のエキスパンダベーストレインが許容されれば２ＭＴＡ超になり得る。例えば、６ＭＴＡのＦＬＮＧプロジェクトでは、所要生産量を達成するためには６以上の並列エキスパンダベースプロセストレインで十分な可能性がある。しかしながら、複数のエキスパンダトレインのせいで機器数、複雑さ及びコスト全てが増大する。さらに、混合冷媒プロセスは１つ又は２つのトレインで所要生産率を達成できるのにエキスパンダベースプロセスでは複数トレインが必要とされる場合、混合冷媒プロセスに比べてエキスパンダベースプロセスの想定されるプロセスの単純性が疑問を持ち始める。統合スクラブカラムデザインを用いて、エキスパンダベース液化プロセスのために重質炭化水素を除去することもできる。その使用の利点及び欠点は、ＳＭＲプロセスのものと同様である。統合スクラブカラムデザインの使用は、供給ガスのクリコンデンバール（ｃｒｉｃｏｎｄｅｎｂａｒ）未満の値まで液化圧力を制限する。この事実は、そのプロセス効率が混合冷媒プロセスより低い液化圧力によってさらに悪影響を受けるので、エキスパンダベースプロセスの特定の欠点である。このような理由で、エキスパンダベースプロセスの利点を有する高ＬＮＧ生産能力のＦＬＮＧ液化プロセスを開発する必要がある。ガス処理中に船舶運動があるという課題をより良く取り扱うことができるＦＬＮＧ技術の解決策を開発する必要がさらにある。従来技術に伴う効率及び生産量低減を排除することによって、エキスパンダベースプロセスにより良く適した重質炭化水素除去プロセスを開発するさらなる必要性が残っている。

米国特許第６，４１２，３０２号は、２つの独立した閉冷凍ループを用いて供給ガスを冷却してＬＮＧを形成する供給ガスエキスパンダベースプロセスについて述べている。一実施形態では、第１の閉冷凍ループが冷媒として供給ガス又は供給ガスの成分を使用する。第２の閉冷凍ループ用の冷媒としては窒素ガスが用いられる。この技術は、二重ループ窒素エキスパンダベースプロセスより小さい機器及び上側スペースを必要とする。例えば、冷媒の低圧圧縮機への体積流量は、この技術では二重ループ窒素エキスパンダベースプロセスに比べて２０～５０％少なくてよい。しかしながら、この技術は、依然として１．５ＭＴＡ未満の能力に限定されている。

米国特許第８，６１６，０１２号は、閉冷凍ループ内で冷媒として供給ガスを用いる供給ガスエキスパンダベースプロセスについて述べている。この閉冷凍ループ内では、冷媒は、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）以上、さらに好ましくは２，５００ｐｓｉａ（１７，２４０ｋＰａ）超の圧力まで圧縮される。次に冷媒は極低温に達するまで冷却され、膨張させられる。この冷却された冷媒を熱交換器内で用いて、供給ガスを温かい温度から極低温まで冷却する。次に過冷却冷凍ループを利用して、供給ガスをさらに冷却してＬＮＧを形成する。一実施形態では、過冷却冷凍ループは、冷媒としてフラッシュガスを用いる閉ループである。この供給ガエキスパンダベースプロセスは、１ＭＴＡ未満のトレイン能力範囲に限定されないという利点を有する。約６ＭＴＡのトレインサイズが検討された。しかしながら、この技術は、２つの独立した冷凍ループ及び供給ガスの圧縮のためのその要件に起因する機器数増加及び複雑さの増大という欠点を有する。

ＧＢ ２，４８６，０３６は、予冷エキスパンダループ及び液化エキスパンダループを含む開ループ冷凍サイクルであり、膨張後の気相を用いて天然ガスを液化する供給ガスエキスパンダベースプロセスについて述べている。この文書によれば、プロセスに液化エキスパンダを含めると、ガスの再利用率及び全体的な所要冷凍力を有意に低減させる。この技術は、１種類の冷媒のみを単一圧縮ストリングで使用するので他の技術より単純であるという利点を有する。しかしながら、この技術はそれでも１．５ＭＴＡ未満の能力に限定され、ＬＮＧ生産に標準的機器でない液化エキスパンダの使用を要する。この技術は、リーン天然ガスの液化の他の技術より効率が低いことも示されている。

米国特許第７，３８６，９９６号は、主エキスパンダベース冷却回路に先立つ予冷冷凍プロセスを有するエキスパンダベースプロセスについて述べている。予冷冷凍プロセスは、カスケード配列の二酸化炭素冷凍回路を含む。二酸化炭素冷凍回路は、供給ガス及び主エキスパンダベース冷却回路の冷媒ガスを３つの圧力レベル：二酸化炭素冷凍回路にウォームエンド（ｗａｒｍ－ｅｎｄ）冷却を与えるための高圧レベル；中温度冷却を与えるための中圧レベル；及びコールドエンド（ｃｏｌｄ－ｅｎｄ）冷却を与えるための低圧レベルで冷却することができる。この技術は、予冷ステップを欠いているエキスパンダベースプロセスより効率が良く、高い生産能力を有する。この技術は、予冷冷凍サイクルが炭化水素冷媒の代わりに二酸化炭素を冷媒として使用するので、ＦＬＮＧ用途に適したさらなる利点を有する。しかしながら、二酸化炭素冷凍回路は、追加冷媒及び相当量の外部機器が導入されるので、液化プロセスに複雑さを加えるという犠牲を払っている。ＦＬＮＧ用途では、二酸化炭素冷凍回路はそれ自体のモジュール内にある可能性があり、複数のエキスパンダベースプロセスに予冷をもたらすサイズであり得る。この配列は、予冷モジュールと主エキスパンダベースプロセスモジュールとの間に相当量のパイプ接続を必要とするという欠点を有する。上記「ＬＮＧインボックス（ＬＮＧ－ｉｎ－ａ－Ｂｏｘ）」の利点はもはや実現されない。

従って、追加冷媒を必要とせず、ＬＮＧ液化プロセスに相当量の外部機器を導入しない予冷プロセスを開発する必要性が残っている。液化モジュールと同じモジュール内に設置できる予冷プロセスを開発するさらなる必要性がある。さらに、重質炭化水素除去プロセスと容易に統合することができ、液化の上流で補助冷却を実現できる予冷プロセスを開発するさらなる必要性がある。ＳＭＲプロセス又はエキスパンダベースプロセスと組み合わせた該予冷プロセスは、上側スペース及びウェイトがプロジェクト経済に大きな影響を与えるＦＬＮＧ用途に特に適しているであろう。エキスパンダベースプロセスの利点を備え、さらに、設備のフットプリントを有意に増やすことなく高いＬＮＧ生産能力を有するＬＮＧ生産プロセスを開発する明確な必要性が残っている。さらに、ガス処理中に船舶運動があるという課題をより良く取り扱うことができるＬＮＧ技術解決策を開発する必要がある。このような高能力のエキスパンダベース液化プロセスは、エキスパンダベース液化プロセスの固有の安全性及び簡便さが非常に重んじられるＦＬＮＧ用途に特に適しているであろう。

発明の概要
開示態様に従って、天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産するための方法及び装置を提供する。天然ガスストリームの一部が第１の熱交換器内で冷却されて、冷却された天然ガスストリームを生成する。冷却された天然ガスストリームと天然ガスストリームが混ぜ合わせられて混合天然ガスストリームを生成し、それから分離器内で重質炭化水素が除去され、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームが生成される。分離器下部ストリームから液体が分離されてオーバヘッドストリームが形成され、これが冷却及び分離されて再循環ガスストリームを形成する。この再循環ガスストリームは再循環圧縮機内で圧縮されて、圧縮再循環ガスストリームを形成する。圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が第１の熱交換器の中を通され、それから冷却された圧縮再循環ストリームが形成され、この冷却された圧縮再循環ストリームは、カラム還流ストリームとして分離器へ方向づけられる。分離天然ガスストリームは、第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによって前処理天然ガスストリームを生成する。圧縮再循環ガスストリームの第２の部分及び前処理天然ガスストリームが少なくとも１つの圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成し、圧縮天然ガスストリームは冷却されて、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成する。冷却された圧縮天然ガスストリームは、少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、かつ少なくとも１つの圧縮機が前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで膨張させられ、それによってチルド天然ガスストリームを形成する。チルド天然ガスストリームは再循環されて、天然ガスストリームの少なくとも一部、分離天然ガスストリーム、及び圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を含む１以上のプロセスストリームと熱交換し、それによって温められた冷媒ストリームを生成する。温められた冷媒ストリームが液化されてＬＮＧを形成する。

さらに他の開示態様に従って、天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産するための方法及び装置を提供する。天然ガスストリームの一部が第１の熱交換器内で冷却されて、冷却された天然ガスストリームを生成する。冷却された天然ガスストリームと天然ガスストリームが混ぜ合わせられて混合天然ガスストリームを生成し、それから分離器内で重質炭化水素が除去され、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームが生成される。分離器下部ストリームから液体が分離されてストリームが形成され、これが冷却及び分離されて再循環ガスストリームを形成する。再循環ガスストリームは、再循環圧縮機内で圧縮されて、圧縮再循環ガスストリームを形成する。圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が第１の熱交換器の中を通され、それから冷却された圧縮再循環ストリームが形成され、この冷却された圧縮再循環ストリームはカラム還流ストリームとして分離器へ方向づけられる。圧力低減デバイス内で分離天然ガスストリームの圧力及び温度が下げられ、この分離天然ガスストリームは、次に第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによって前処理天然ガスストリームを生成する。圧縮再循環ガスストリームの第２の部分及び前処理天然ガスストリームが、供給圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成し、これが冷却されて、冷却された高圧ガスストリームを形成する。この高圧ガスストリームが液化されてＬＮＧを形成する。

既知原理に従う重質炭化水素除去用統合スクラブカラムを有するＳＭＲプロセスの概略図である。 開示態様に従う重質炭化水素除去を有する高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）モジュールの概略図である。 既知原理に従う単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化モジュールの配列を示す概略図である。 開示態様に従うＳＭＲ液化モジュールの配列を示す概略図である。 エキスパンダベース冷凍プロセスの加熱及び冷却曲線を示すグラフである。 開示態様に従う重質炭化水素除去を有するＨＰＣＥモジュールの概略図である。 開示態様に従う重質炭化水素除去を有するＨＰＣＥモジュール及び供給ガスエキスパンダベース液化モジュールの概略図である。 開示態様に従って天然ガスを液化してＬＮＧを形成する方法の流れ図である。 開示態様に従って天然ガスを液化してＬＮＧを形成する方法の流れ図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置並びに液化モジュールの一部の概略図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置及び液化モジュールの概略図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置及び液化モジュールの概略図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置及び液化モジュールの概略図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置及び液化モジュールの概略図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置及び液化モジュールの概略図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置及び液化モジュールの概略図である。 開示態様に従う天然ガス前処理装置及び液化モジュールの概略図である。 開示態様に従って液化天然ガスを生産する方法を示す流れ図である。 開示態様に従って液化天然ガスを生産する方法を示す流れ図である。 開示態様に従って液化天然ガスを生産する方法を示す流れ図である。 開示態様に従って液化天然ガスを生産する方法を示す流れ図である。 開示態様に従って液化天然ガスを生産する方法を示す流れ図である。

詳細な説明
種々の具体的な態様、実施形態、及びバージョンについて、本明細書で採用した定義を含めて以下に述べる。当業者は、このような態様、実施形態、及びバージョンは例示に過ぎず、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、特許請求の範囲によって規定される実施形態の１つ以上を意味し得るが、必ずしも全てを意味しないこともある。表題の使用は、便宜上の目的に過ぎず、本発明の範囲を限定しない。明瞭さ及び簡潔さの目的で、いくつかの図中の類似の参照番号は、類似のアイテム、ステップ、又は構造体を表し、あらゆる図で詳細に描写されるわけではない。
本明細書の詳細な説明及び特許請求の範囲内の全ての数値については、指示値を「約（「ａｂｏｕｔ」又は「ａｐｐｒｏｘｉｍａｔｅｌｙ」）で修飾してあり、当業者が予想する実験誤差及び変動を考慮している。

本明細書で使用する場合、用語「圧縮機」は、ワークの適用によってガスの圧力を高くする機械を意味する。「圧縮機」又は「冷媒圧縮機」には、ガスストリームの圧力を高める能力があ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、単一圧縮プロセス若しくはステップを有する圧縮機、又は多段圧縮若しくはステップを有する圧縮機、又はさらに特に単一のケーシング若しくはシェル内の多段圧縮機が含まれる。本明細書での複数圧縮機への言及には、複数の一段圧縮機、１以上の多段圧縮機、及びその任意の組み合わせが含まれる。圧縮すべき蒸発ストリームは、様々な圧力で圧縮機に供給され得る。冷却プロセスのいくつかの段階又はステップは、並列、直列、又は両方の２つ以上の圧縮機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においても、圧縮機（複数可）のタイプ又は配列若しくは配置によって限定されない。

本明細書で使用する場合、「冷却」は、物質の温度及び／又は内部エネルギーを任意の適量、又は所望量、又は所要量だけ減じ及び／又は低下させることを広く意味する。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℃の温度低下が含まれることがある。冷却は、いずれ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、他のプロセスストリーム（統合）、及びその組み合わせを利用してもよい。所望の出口温度に達するように冷却の１以上の原因を組み合わせ及び／又はつなげてよい。冷却ステップは、任意の適切なデバイス及び／又は機器を備えた冷却ユニットを使用してよい。いくつかの実施形態によれば、冷却は、例えば１つ以上の熱交換器による間接的熱交換を含むことがある。別の方法では、冷却は、蒸発（気化熱）冷却及び／又は直接熱交換、例えばプロセスストリームに直接噴霧される液体を利用してよい。
本明細書で使用する場合、用語「環境」は、周囲の局所的条件、例えば、プロセス近傍の温度及び圧力を指す。

本明細書で使用する場合、用語「膨張デバイス」は、ライン内の流体（例えば、液体ストリーム、蒸気ストリーム、又は液体と蒸気を両方とも含有する多相ストリーム）の圧力を下げるのに適した１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明記していない限り、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か、又は（２）少なくとも部分的に等エントロピー手段によるか、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ってよい。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、手動若しく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、エキスパンダ又は該膨張からワークを引き出すか若しくは導き出すターボエキスパンダ等の機器が挙げられる。液体ストリーム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、一般的にエキスパンダ、油圧エキスパンダ、液体タービン、又は該膨張からワークを引き出すか若しくは導き出すターボエキスパンダ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、並列状態のジュール・トムソン弁及びターボエキスパンダであり、どちらかを単独で使用するか又はＪ－Ｔ弁とターボエキスパンダを両方とも同時に使用する可能性を与える。等エンタルピー又は等エントロピー膨張は、全て液相、全て気相、又は混合相状態で行なうことができ、かつ蒸気ストリーム若しくは液体ストリームから多相ストリーム（気相と液相を両方有するストリーム）又はその最初の相と異なる単相ストリームへの相変化を促すために行なうことができる。本明細書の図面の説明において、いずれの図面中の複数の膨張デバイスへの言及も、各膨張デバイスが同一タイプ又はサイズであることを必ずしも意味しない。

本明細書では用語「ガス」を「蒸気」と互換的に使用し、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混合物と定義する。同様に、用語「液体」は、気体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、ある媒体から別の媒体へ、例えば少なくとも２種の別個の流体間で熱エネルギー又は冷熱エネルギーを移す能力があるいずれのデバイスをも広く意味する。熱交換器としては、「直接熱交換器」及び「間接式熱交換器」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よく、例えば並流又は逆流熱交換器、間接式熱交換器（例えばスパイラル巻き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けプレートフィン型）、直接接触熱交換器、シェルアンドチューブ熱交換器、スパイラル、ヘアピン、コア、コアアンドケトル（ｃｏｒｅ－ａｎｄ－ｋｅｔｔｌｅ）、プリント回路、二重管又はいずれの他のタイプの既知熱交換器であってもよい。「熱交換器」は、いずれのカラム、塔、ユニット又は１種以上のストリームのその中の通過を可能にし、かつ冷媒の１以上のライン間、及び１以上の供給ストリーム間の直接又は間接的熱交換に影響を及ぼすように採用された他のアレンジメントをも指す。

本明細書で使用する場合、用語「重質炭化水素」は、４個より多くの炭素原子を有する炭化水素を指す。主要例としては、ペンタン、ヘキサン及びヘプタンが挙げられる。他の例としては、ベンゼン、芳香族化合物、又はダイヤモンドイドがある。
本明細書で使用する場合、用語「間接的熱交換」は、２種の流体が如何なる物理的接触もないか又は相互に混ざることなく該流体を熱交換関係に至らせることを意味する。間接的熱交換を促進する機器の例は、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である。
本明細書で使用する場合、用語「天然ガス」は、油田井から得られる多成分ガス（随伴ガス）又は地下ガス保有層（ｓｕｂｔｅｒｒａｎｅａｎ ｇａｓ－ｂｅａｒｉｎｇ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ）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。典型的な天然ガスストリームは、重要成分としてメタン（Ｃ_l）を含有する。天然ガスストリームは、より高分子量の炭化水素であるエタン（Ｃ₂）及び１種以上の酸性ガスを含むこともある。天然ガスは、水、窒素、硫化鉄、ワックス、及び原油等の少量の混入物を含むこともある。

本明細書で使用する場合、用語「分離デバイス」又は「分離器」は、少なくとも２種の構成要素を有する流体を受け取るように構成され、かつ容器の上部からガス状ストリーム及び容器の下部から液体（又は下部）ストリームを生じさせるように構成されたいずれの容器をも指す。分離デバイス／分離器は内部の接触促進構造体（例えば充填要素、ストリッパー、堰板、煙突等）を含み、１、２、又は３以上の部分（例えばストリッピング部及びリボイラー部）を含むことがあり、及び／又は追加の入口及び出口を含むことがある。典型的な分離デバイス／分離器としては、バルク精留塔、ストリッピングカラム、相分離器、スクラブカラムその他が挙げられる。
本明細書で使用する場合、用語「スクラブカラム」は、天然ガスストリームから重質炭化水素を除去するために用いられる分離デバイスを指す。

特定の実施形態及び特徴について一連の上限数値及び一連の下限数値を用いて述べた。別段の指示がない限り、任意の下限から任意の上限までの範囲が企図されるものと理解すべきである。全ての数値は、「約（ａｂｏｕｔ又はａｐｐｒｏｘｉｍａｔｅｌｙ）」指示値であり、当業者が予想する実験誤差及び変動を考慮している。
本出願に引用した全ての特許、試験手順、及び他の文書は、該開示が本出願と矛盾せず、このような援用が許容されるすべての管轄権に対して矛盾しない程度まで、参照することにより全体が援用される。

本明細書で開示する態様は、天然ガスを液化する前の高圧圧縮及び高圧膨張プロセスの追加によるＬＮＧ生産のための液化プロセスに対して天然ガスを前処理及び予冷するプロセスについて述べる。圧縮され、膨張したガスの一部を用いて、供給ガスの前処理と関係がある１種以上のプロセスストリームを冷却する。より詳細には、本発明は、重質炭化水素が天然ガスストリームから除去されて、前処理天然ガスストリームを形成するプロセスを開示する。前処理天然ガスは、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超の圧力まで圧縮される。この熱い圧縮ガスは、周囲環境と熱交換することによって冷却されて、圧縮前処理ガスを形成する。圧縮前処理ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張させられて第１のチルド前処理ガスを形成する。この場合、第１のチルド前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力より低い。第１のチルド前処理ガスは、少なくとも１つの冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分けられる。少なくとも１つの冷媒ストリームは、少なくとも１つの熱交換器へ方向づけられ、そこでそれが作用してプロセスストリームを冷却し、温められた冷媒ストリームを形成する。この温められた冷媒ストリームは、非冷媒ストリームと混合されて、第２のチルド前処理ガスを形成する。第２のチルド前処理ガスは、１つ以上のＳＭＲ液化トレインへ方向づけられることがあり、或いは第２のチルド前処理ガスは、１つ以上のエキスパンダベース液化トレインへ方向づけられることがあり、そこでガスはさらに冷却されてＬＮＧを形成する。

図２は、天然ガスストリーム２０１を前処理及び予冷した後、高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール２１２が続く前処理装置２００の実例である。天然ガスストリーム２０１は、スクラブカラム２０２等の分離デバイスに流入することができ、そこで天然ガスストリーム２０１はカラムオーバヘッドストリーム２０３とカラム下部ストリーム２０４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム２０３は、「コールドボックス」として知られる第１の熱交換器２０５を通って流れることができ、そこでカラムオーバヘッドストリーム２０３は、部分的に凝縮されて二相ストリーム２０６を形成する。二相ストリーム２０６は、別の分離デバイス、例えば分離器２０７に流入して、冷たい前処理ガスストリーム２０８及び液体ストリーム２０９を形成することができる。冷たい前処理ガスストリーム２０８は、第１の熱交換器２０５を通って流れることができ、そこで冷たい前処理ガスストリーム２０８は、カラムオーバヘッドストリーム２０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって前処理天然ガスストリーム２１０を形成し得る。液体ストリーム２０９は、ポンプ２１１内で加圧されてから、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム２０２へ方向づけられ得る。

ＨＰＣＥプロセスモジュール２１２は、前処理天然ガスストリーム２１０を圧縮して中圧ガスストリーム２１４を形成する第１の圧縮機２１３を含むことができる。中圧ガスストリーム２１４は、第２の熱交換器２１５を通って流れることができ、そこで中圧ガスストリーム２１４は、周囲環境と間接的に熱交換することによって冷却されて、冷却された中圧ガスストリーム２１６を形成する。第２の熱交換器２１５は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器であり得る。冷却された中圧ガスストリーム２１６は、次に第２の圧縮機２１７内で圧縮されて高圧ガスストリーム２１８を形成することができる。高圧ガスストリーム２１８の圧力は、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超であり得る。高圧ガスストリーム２１８は、第３の熱交換器２１９を通って流れることができ、そこで高圧ガスストリーム２１８は、周囲環境と間接的に熱交換することによって冷却されて、冷却された高圧ガスストリーム２２０を形成する。第３の熱交換器２１９は空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。冷却された高圧ガスストリーム２２０は、次にエキスパンダ２２１内で膨張して第１のチルド前処理ガスストリーム２２２を形成することができる。第１のチルド前処理ガスストリーム２２２の圧力は３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であってよく、第１のチルド前処理ガスストリーム２２２の圧力は、冷却された高圧ガスストリーム２２０の圧力より低い。好ましい態様では、第２の圧縮機２１７は、破線２２３で示すように、エキスパンダ２２１により生成された軸動力だけで駆動され得る。第１のチルド前処理ガスストリーム２２２は、冷媒ストリーム２２４と非冷媒ストリーム２２５に分けられることがある。冷媒ストリーム２２４は、第１の熱交換器２０５を通って流れることができ、そこで冷媒ストリーム２２４は、カラムオーバヘッドストリーム２０３と間接的に熱交換することによって部分的に温められ、それによって温められた冷媒ストリーム２２６を形成する。温められた冷媒ストリーム２２６は、非冷媒ストリーム２２５と混ざり合って第２のチルド前処理ガスストリーム２２７を形成し得る。第２のチルド前処理ガスストリーム２２７は、次に例えば、ＳＭＲ液化トレイン２４０内で、第４の熱交換器２２９のＳＭＲ冷媒ループ２２８との間接的熱交換によって液化され得る。結果として生じるＬＮＧストリーム２３０は、次に、必要に応じて貯蔵及び／又は輸送され得る。

冷媒ストリーム２２４を用いて、前処理装置２００と関係があるプロセスストリームのいずれをも冷却（ｃｏｏｌ又はｃｈｉｌｌ）し得ることに留意すべきである。例えば、カラムオーバヘッドストリーム２０３、二相ストリーム２０６、冷たい前処理ガスストリーム２０８、液体ストリーム２０９、及び前処理天然ガスストリーム２１０の１種以上が冷媒ストリーム２２４と熱交換するように構成され得る。さらに、前処理装置２００と関係がない他のプロセスストリームを冷媒ストリーム２２４との熱交換によって冷却してよい。種々のプロセスストリームを冷却するために用いられる２つ以上のサブストリームに冷媒ストリーム２２４を分けてよい。

ある態様では、ＳＭＲ液化プロセスの上流にＨＰＣＥプロセスを追加することによってＳＭＲ液化プロセスを向上させることができる。より詳細には、この態様では、前処理天然ガスが１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超の圧力まで圧縮され得る。この熱い圧縮ガスは、次に周囲環境と熱交換することによって冷却されて、圧縮前処理ガスを形成する。圧縮前処理ガスは、次に３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張させられて第１のチルド前処理ガスを形成し、この場合、第１のチルド前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力より低い。第１のチルド前処理ガスストリームは、冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分けられる。カラムオーバヘッドストリームを部分的に凝縮し、温められた冷媒ストリームを生成するのを助けるため、冷媒ストリームは、カラムオーバヘッドストリームと熱交換することによって温められる。温められた冷媒ストリームは、非冷媒ストリームと混合されて第２のチルド前処理ガスを生成する。第２のチルド前処理ガスは、次に、並列に配置された複数のＳＭＲ液化トレインへ方向づけられることがあり、そこでチルド前処理ガスは、その中でさらに冷却されてＬＮＧを形成する。

天然ガスの前処理を有するＨＰＣＥプロセスと複数のＳＭＲ液化トレイン内での液化との組み合わせは、天然ガスが重質炭化水素除去（最後の前処理ステップ）と液化の両方のために直接ＳＭＲ液化トレインに送られる従来のＳＭＲプロセスを超えるいくつかの利点を有する。例えば、ＨＰＣＥプロセスを用いる天然ガスの予冷は、ＳＭＲ液化トレイン内の所与の馬力のためＳＭＲ液化トレイン内のＬＮＧ生産率上昇を可能にする。図３及び４は、開示態様が該ＬＮＧ生産率上昇をどのにようにして実現するかを実証する。図３は、既知原理に従うＬＮＧ生産設備、例えばＦＬＮＧユニット３００における液化モジュール又はトレイン、例えばＳＭＲ液化トレインの配列の実例である。酸性ガス及び水を除去して極低温処理に適した天然ガスを作り出すために前処理される天然ガスストリーム３０２は、並列に配置された５つの同一又はほぼ同一のＳＭＲ液化トレイン３０４、３０６、３０８、３１０、３１２間に分配され得る。例として、各ＳＭＲ液化トレインは、ガスタービン又は電動機（図示せず）のどちらかから約５０メガワット（ＭＷ）の圧縮力を受け取って、それぞれのＳＭＲ液化トレインの圧縮機を駆動することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、冷媒組成を形成するのに十分な量の天然ガス液を回収するための統合スクラブカラムを備える。各ＳＭＲ液化モジュールは、ＦＬＮＧユニット３００全体で約７．５ＭＴＡの総ストリーム生産のため年間約１５０万トン（ＭＴＡ）のＬＮＧを生産することができる。

対照的に、図４は、開示態様に従うＬＮＧ液化設備、例えばＦＬＮＧユニット４００を概略的に示す。ＦＬＮＧユニット４００は並列に配置された４つのＳＭＲ液化トレイン４０６、４０８、４１０、４１２を含む。図３に示すＳＭＲ液化トレインとは異なってＳＭＲ液化トレイン４０６、４０８、４１０、４１２のどれもスクラブカラムを含まない。代わりに、酸性ガス及び水を除去して極低温処理に適したガスを作り出すために前処理される天然ガスストリーム４０２はＨＰＣＥモジュール４０４へ方向づけられて、チルド前処理ガスストリーム４０５を生成することができる。前述したように、ＨＰＣＥモジュールは、その（スクラブカラム又は類似分離器を含む）中で重質炭化水素除去プロセスと統合されて、天然ガスストリーム４０２の液化中に固体を形成し得るいずれの炭化水素をも除去することができる。ＨＰＣＥモジュール４０４は、例えば、ガスタービン又は電動機（図示せず）のどちらかから約５５ＭＷの圧縮力を受け取って、ＨＰＣＥモジュール４０４内の１つ以上の圧縮機を駆動することができる。チルド前処理ガスストリーム４０５は、ＳＭＲ液化モジュール４０６、４０８、４１０、４１２間に分配され得る。各ＳＭＲ液化モジュールは、ガスタービン又は電動機（図示せず）のどちらかから約５０ＭＷの圧縮力を受け取って、それぞれのＳＭＲ液化モジュールの圧縮機を駆動することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、ＦＬＮＧユニット４００について約７．６ＭＴＡのＬＮＧの総生産量のために約１．９ＭＴＡのＬＮＧを生産することができる。ＦＬＮＧユニット４００が、単一スクラブカラム及びコールドボックスと統合された開示ＨＰＣＥプロセスモジュール（ＨＰＣＥプロセスモジュール４０４と総称する）を使用する場合、天然ガスストリーム４０２から重質炭化水素を除去するために単一スクラブカラムが必要なだけである。１つのＳＭＲ液化トレインを開示ＨＰＣＥモジュール４０４に置き換えると、ＨＰＣＥモジュールは、置き換えられたＳＭＲ液化トレインより小さく、軽く、かつかなり低コストであると予想されるので有利である。置き換えられたＳＭＲ液化トレインと同様に、ＨＰＣＥモジュール４０４は、同等サイズのガスタービンを有して圧縮力を与えることができ、同等量の空気又は水の冷却器を有することにもなる。しかしながら、置き換えられたＳＭＲ液化トレインとは異なって、ＨＰＣＥモジュール４０４は高価な主要極低温熱交換器を持たない。置き換えられたＨＰＣＥ液化トレインでは、ＳＭＲモジュール内の冷媒の流れと関連する容器及びパイプは排除される。さらに、ＨＰＣＥモジュール４０４内の高価な極低温パイプの量はかなり削減される。

開示ＨＰＣＥモジュールは、天然ガスから重質炭化水素を除去してから全ての液化トレインに天然ガスを供給するために用いる単一のスクラブカラムを備える。このデザインは、重質炭化水素除去が含まれないデザインに比べてＨＰＣＥモジュールの所要力が１０～１５％増加する。しかしながら、各ＳＭＲ液化トレイン内に代えて、ＨＰＣＥモジュール内に重質炭化水素除去を統合すると、各ＳＭＲ液化トレインのウェイトを減らし、ＦＬＮＧシステムの機器数及び全体的な上側のウェイトの総合的減少をもたらし得る。別の利点は、液化圧力が、供給ガスのクリコンデンバールを超えることができ、液化効率上昇をもたらす。さらに、提案デザインは、供給ガスの変化に対して統合スクラブカラムデザインよりフレキシブルである。
開示ＨＰＣＥモジュールの別の利点は、ＳＭＲ液化トレイン数が１つ減ったので冷媒の所要貯蔵が減少することである。また、ガスの温かい温度の冷却の大部分がＨＰＣＥモジュール内で起こるので、混合冷媒の重質炭化水素成分を減らすことができる。例えば、混合冷媒のプロパン成分は、ＳＭＲ液化プロセスの効率の如何なる有意な低下もなく排除され得る。
別の利点は、開示ＨＰＣＥモジュールからチルド前処理ガスを受け取るＳＭＲ液化プロセスでは、ＳＭＲ液化プロセスの気化冷媒の体積流量は、温かい前処理ガスを受け取る従来のＳＭＲ液化プロセスのものより２５％超少ない可能性がある。冷媒のより少ない体積流量は、主要極低温熱交換器のサイズ及び低圧混合冷媒圧縮機のサイズを縮小することができる。冷媒のより少ない体積流量は、従来のＳＭＲ液化プロセスのものに比べてより高いその気化圧力が原因である。

既知のプロパン予冷混合冷凍プロセス及び二重混合冷凍（ＤＭＲ）プロセスは、予冷冷凍回路と組み合わせたＳＭＲ液化プロセスの異形と見なすことができるが、該プロセスと本開示の態様との間には有意な差異がある。例えば、既知プロセスは、カスケードプロパン冷凍回路又はウォームエンド混合冷媒を用いてガスを予冷する。これらの既知プロセスは両方ともＳＭＲ液化プロセスより５％～１５％高い効率をもたらすという利点を有する。さらに、これらの既知プロセスを利用する単一液化トレインの能力は、単一ＳＭＲ液化トレインの能力よりかなり高い可能性がある。しかしながら、これらの技術の予冷冷凍回路は、追加冷媒及び相当量の外部機器が導入されるので、液化プロセスに複雑さが加味されるという犠牲を払うことになる。例えば、より高い複雑さ及びウェイトというＤＭＲ液化プロセスの欠点は、ＦＬＮＧ用途のためにＤＭＲ液化プロセスかＳＭＲ液化プロセスのどちらかに決めるときにより高い効率及び能力というその利点を上回る可能性がある。既知プロセスは、単一液化トレインに対するより高い熱効率及びより高いＬＮＧ生産能力の必要性によって主に推進されるので、ＳＭＲ液化プロセスの上流に予冷プロセスを追加することが検討された。ＳＭＲ液化プロセスと組み合わせた開示ＨＰＣＥプロセスは、冷媒ベースの予冷プロセスが与えるより高い熱効率を与えないので、以前は実現されなかった。本明細書で述べるように、ＳＭＲ液化を伴うＨＰＣＥプロセスの熱効率は、独立型ＳＭＲ液化プロセスとほぼ同じである。開示態様は、これまでは陸上ＬＮＧ用途に適した予冷プロセスの追加のための最大動因であった熱効率を高めるのではなくむしろ液化プロセスのウェイト及び複雑さを減じることを目指す予冷プロセスというその詳細に少なくとも一部は基づいているので新規であると考えられる。追加点として、統合スクラブカラムデザインは、液化への天然ガスの重質炭化水素除去のための最低コストの選択肢と伝統的に考えられている。しかしながら、本明細書で開示するように、重質炭化水素除去とＨＰＣＥプロセスの統合は、複数の液化トレインが好ましい設計方法論であるときに総合的な機器数及びウェイトを減らす可能性があるという以前は実現されなかった利点をもたらす。ＦＬＮＧのより新しい用途及び遠隔陸上用途では、液化プロセスのフットプリント、ウェイト、及び複雑さが、プロジェクトコストの大きい動因である可能性がある。従って、開示態様は特に価値がある。

ある態様では、エキスパンダベース液化プロセスはエキスパンダベースプロセスの上流にＨＰＣＥプロセスを追加することで向上し得る。より詳細には、この態様では、前処理天然ガスストリームが、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超の圧力まで圧縮され得る。この熱い圧縮ガスは、次に周囲環境と熱交換することによって冷却されて、圧縮前処理ガスを形成し得る。圧縮前処理ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張させられて第１のチルド前処理ガスを形成することができ、この場合第１のチルド前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力より低い。第１のチルド前処理ガスストリームは、冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分けられる。冷媒ストリームは、カラムオーバヘッドストリームを部分的に凝縮し、温められた冷媒ストリームを生成するのに役立つようにカラムオーバヘッドストリームと熱交換することによって温められる。温められた冷媒ストリームは、非冷媒ストリームと混合されて第２のチルド前処理ガスを生成する。第２のチルド前処理ガスは、エキスパンダベースプロセスへ方向づけられ、そこでガスはさらに冷却されてＬＮＧを形成する。好ましい態様では、第２のチルド前処理ガスは、供給ガスエキスパンダベースプロセスへ方向づけられることがある。

図５は、エキスパンダベース液化プロセスに典型的な温度冷却曲線５００を示す。より高い温度曲線５０２は、天然ガスストリームの温度曲線である。より低い温度曲線５０４は、冷たい冷却ストリームと温かい冷却ストリームの複合温度曲線である。天然ガスは、天然ガス冷却曲線（５０２で示す）と、冷たい冷却ストリーム及び温かい冷却ストリームの複合温度曲線（５０４で示す）との密接なマッチングを可能にするそのクリコンデンバールより高い圧力で液化されて、熱効率を最大にする。図示するように、冷却曲線は、３つの温度ピンチポイント５０６、５０８、及び５１０を特徴とする。各ピンチポイントは冷却ストリームの混合熱容量が天然ガスストリームの熱容量より少ない、熱交換器内の位置である。このストリーム間の熱容量の不均衡が、有効な熱伝達率を与える最小限に許容できる温度差まで冷却ストリーム間の温度差を小さくすることになる。最低温度のピンチポイント５０６は、２つの冷却ストリームのより冷たいストリーム、典型的には冷たい冷却ストリームが熱交換器に入るところで生じる。中間温度のピンチポイント５０８は、第２の冷却ストリーム、典型的には温かい冷却ストリームが熱交換器に入るところで生じる。温かい温度のピンチポイント５１０は、冷たい冷却ストリーム及び温かい冷却ストリームが熱交換器から出るところで生じる。温かい温度のピンチポイント５１０は、より温かい冷却ストリームに対して高質量流量の必要性をもたらし、引き続きエキスパンダベースプロセスの動力要求を増やす。

温かい温度のピンチポイント５１０を排除するために提案された１つの方法は、供給ガスを外部冷凍システム、例えばプロパン冷却システム又は二酸化炭素冷却システムで予冷することである。例えば、米国特許第７，３８６，９９６号は、カスケード配列の二酸化炭素冷凍回路を含む予冷冷凍プロセスを使用することによって温かい温度のピンチポイントを排除している。この外部予冷冷凍システムは、追加の冷媒システムが全てのその関連機器と共に導入されるので、液化プロセスの複雑さをかなり増大させるという欠点を有する。本明細書に開示する態様は、供給ガスを１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超の圧力まで圧縮し、この圧縮供給ガスストリームを冷却し、圧縮ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ（２０，６９０ｋＰａ）未満の圧力まで膨張させることによって供給ガスストリームを予冷することで、温かい温度のピンチポイント５１０の影響を小さくする。この場合、供給ガスストリームの膨張圧力は、供給ガスストリームの圧縮圧力より小さい。この供給ガスストリームを冷却するというプロセスは、エキスパンダベースプロセス冷却ストリームの所要の質量流量の顕著な減少をもたらす。このプロセスは、機器数を著しく増やすことなく、かつ外部冷媒を追加せずに、エキスパンダベースプロセスの熱力学的効率をも改善する。このプロセスは、液化プロセスの上流で重質炭化水素を除去するために重質炭化水素除去と統合してもよい。ガスは、固体を形成するであろう重質炭化水素を今や含まないので、液化効率を改善するために前処理ガスをそのクリコンデンバールより高い圧力で液化することができる。

好ましい態様では、エキスパンダベースプロセスは、供給ガスエキスパンダベースプロセスであってよい。この供給ガスエキスパンダプロセスは、第１の閉じたエキスパンダベース冷凍ループ及び第２の閉じたエキスパンダベース冷凍ループを含む。第１のエキスパンダベース冷凍ループは、主に供給ガスストリームからのメタンで充填可能である。第１のエキスパンダベース冷凍ループは供給ガスストリームを液化する。第２のエキスパンダベース冷凍ループは、冷媒としての窒素で充填可能である、第２のエキスパンダベース冷凍ループはＬＮＧストリームを過冷却する。詳細には、生成天然ガスストリームは、存在する場合、水、及び酸性ガス等の不純物を除去して極低温処理に適した天然ガスを作り出すために処理することができる。処理天然ガスストリームをスクラブカラムに方向づけることができ、そこで処理天然ガスストリームはカラムオーバヘッドストリームとカラム下部ストリームに分けられる。カラムオーバヘッドストリームは、第１の熱交換器内で冷たい前処理ガスストリーム及び冷媒ストリームと間接的に熱交換することによって部分的に凝縮され、それによって二相ストリームを形成する。二相ストリームを分離器へ方向づけることができ、そこで二相ストリームは冷たい前処理ガスストリームと液体ストリームに分けられる。冷たい前処理ガスストリームは、第１の熱交換器内でカラムオーバヘッドストリームと熱交換することによって温められて前処理天然ガスストリームを形成することができる。液体ストリームは、ポンプ内で加圧されてからスクラブカラムへ方向づけられてスクラブカラムに還流をもたらすことができる。前処理天然ガスストリームは、本明細書に開示するＨＰＣＥプロセスへ方向づけることができ、そこでそれは１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超の圧力まで圧縮される。この熱い圧縮ガスストリームは、次に周囲環境と熱交換することによって冷却されて、圧縮された処理天然ガスストリームを形成することができる。圧縮された処理天然ガスストリームは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１２，７９０ｋＰａ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張させられて第１のチルド処理天然ガスストリームを形成することができ、この場合第１のチルド処理天然ガスストリームの圧力は、圧縮された処理天然ガスストリームの圧力より低い。第１のチルド天然ガスストリームは、冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分離され得る。冷媒ストリームは、第１の熱交換器内でカラムオーバヘッドストリームと熱交換することによって部分的に温められて、温められた冷媒ストリームを形成することができる。温められた冷媒ストリームは、非冷媒ストリームと混ざり合って第２のチルド天然ガスストリームを形成することができる。第２のチルド処理天然ガスは、供給ガスエキスパンダプロセスへ方向づけることができ、そこで第１のエキスパンダベース冷凍ループが作用して第２のチルド処理天然ガスを液化して加圧ＬＮＧストリームを形成する。次に第２のエキスパンダ冷凍ループが作用して加圧ＬＮＧストリームを過冷却する。この過冷却された加圧ＬＮＧストリームを今度はより低い温度まで膨張させてＬＮＧストリームを形成することができる。

天然ガスの前処理を有するＨＰＣＥプロセスとエキスパンダベースプロセス内の前処理ガスの液化との組み合わせは、従来のエキスパンダベースプロセスに勝るいくつかの利点を有する。ＨＰＣＥプロセスをそれと共に含めると、エキスパンダベースプロセスの効率を、利用するエキスパンダベースプロセスのタイプに応じて５～２５％高めることができる。本明細書に記載の供給ガスエキスパンダプロセスは、ＳＭＲプロセスの液化効率と同様の液化効率を有しながら、それでも外部冷媒を使用せず、操作が容易で、機器数低減という利点を与えることができる。さらに、冷媒流量及び再循環圧縮機のサイズは、ＨＰＣＥプロセスと組み合わせたエキスパンダベースプロセスにとっては非常に小さいと予想される。これらの理由から、開示態様に従う単一液化トレインの生産能力は、同様サイズの従来のエキスパンダベース液化プロセスの生産能力より３０～５０％高い可能性がある。ＨＰＣＥプロセスとエキスパンダベース液化プロセスの上流の重質炭化水素除去の組み合わせは、ガスをそのクリコンデンバールより高い圧力で液化して液化効率を改善する選択肢を提供するというさらなる利点を有する。エキスパンダベース液化プロセスは、特に液化圧力に敏感である。従って、本明細書に記載のＨＰＣＥプロセスは、重質炭化水素を除去するために良く適合しながら、エキスパンダベース液化プロセスの液化効率及び生産能力をも高める。

図６は、本開示の別の態様に従う統合スクラブカラムを有するＨＰＣＥモジュール６００の態様の実例である。極低温処理に適したガスを作り出すために前処理されて酸性ガス及び水が除去された天然ガスストリーム６０１が、分離デバイス、例えばスクラブカラム６０２に流入され、そこで天然ガスストリーム６０１は、カラムオーバヘッドストリーム６０３とカラム下部ストリーム６０４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム６０３は、第１の熱交換器６０５を通って流れることができ、そこでカラムオーバヘッドストリーム６０３は、部分的に凝縮されて二相ストリーム６０６を形成する。二相ストリーム６０６は、別の分離デバイス、例えば分離器６０７に方向づけられて、冷たい前処理ガスストリーム６０８及び液体ストリーム６０９を形成し得る。冷たい前処理ガスストリーム６０８は、第１の熱交換器６０５を通って流れることができ、そこで冷たい前処理ガスストリーム６０８は、カラムオーバヘッドストリーム６０３との間接的熱交換によって温められ、それから前処理天然ガスストリーム６１０が形成される。液体ストリームは、ポンプ６１１内で加圧されてからカラム還流ストリームとしてスクラブカラム６０２へ方向づけられることがある。前処理天然ガスストリーム６１０は、第１の圧縮機６１２へ方向づけられ、その中で圧縮されて第１の中圧ガスストリーム６１３を形成する。第１の中圧ガスストリーム６１３は第２の熱交換器６１４を通って流れることができ、そこで第１の中圧ガスストリーム６１３は、周囲環境との間接的熱交換によって冷却されて、冷却された第１の中圧ガスストリーム６１５を形成する。第２の熱交換器６１４は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。冷却された第１の中圧ガスストリーム６１５は、次に第２の圧縮機６１６内で圧縮されて第２の中圧ガスストリーム６１７を形成し得る。第２の中圧ガスストリーム６１７は、第３の熱交換器６１８を通って流れることができ、そこで第２の中圧ガスストリーム６１７は、周囲環境との間接的熱交換によって冷却されて、冷却された第２の中圧ガスストリーム６１９を形成する。第３の熱交換器６１８は空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。冷却された第２の中圧ガスストリーム６１９は、次に第３の圧縮機６２０内で圧縮されて高圧ガスストリーム６２１を形成し得る。高圧ガスストリーム６２１の圧力は１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超であってよい。高圧ガスストリーム６２１は、第４の熱交換器６２２を通って流れることができ、そこで高圧ガスストリーム６２１は、周囲環境と間接的に熱交換することによって冷却されて、冷却された高圧ガスストリーム６２３を形成する。第４の熱交換器６２２は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。冷却された高圧ガスストリーム６２３は、次にエキスパンダ６２４内で膨張させられて第１のチルド前処理ガスストリーム６２５を形成する。第１のチルド前処理ガスストリーム６２５の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であってよく、第１のチルド前処理ガスストリーム６２５の圧力は、冷却された高圧ガスストリーム６２３の圧力より低くてよい。ある態様では、第３の圧縮機６２０は、線６２４ａで示すように、エキスパンダ６２４により生じた軸動力のみで駆動され得る。第１のチルド前処理ガスストリーム６２５は、冷媒ストリーム６２６と非冷媒ストリーム６２７に分離され得る。冷媒ストリーム６２６は、第１の熱交換器６０５を通って流れることができ、そこで冷媒ストリーム６２６は、カラムオーバヘッドストリーム６０３と間接的に熱交換することによって部分的に温められて、それから温められた冷媒ストリーム６２８が形成される。温められた冷媒ストリーム６２８は、非冷媒ストリーム６２７と混ざり合って第２のチルド前処理ガスストリーム６２９を形成することができ、これは、以前に説明したようにＳＭＲ液化プロセスによって液化され得る。前処理装置２００と同様に、冷媒ストリーム６２６を用いて、ＨＰＣＥモジュール６００と関係があるか又は関係がないいずれのプロセスストリームをも冷却することができる。

図７は、開示態様に従って、統合スクラブカラムを備え、かつ供給ガスエキスパンダベースＬＮＧ液化プロセスと組み合わせたＨＰＣＥモジュール７００の実例である。極低温処理に適したガスを作り出すために前処理されて酸性ガス及び水が除去された天然ガスストリーム７０１は、分離デバイス、例えばスクラブカラム７０２に供給され、そこで処理天然ガスストリーム７０１は、カラムオーバヘッドストリーム７０３とカラム下部ストリーム７０４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム７０３は、第１の熱交換器７０５を通って流れることができ、そこでカラムオーバヘッドストリーム７０３は、部分的に凝縮されて二相ストリーム７０６を形成する。二相ストリーム７０６は、別の分離デバイス、例えば分離器７０７に方向づけられて、冷たい前処理ガスストリーム７０８及び液体ストリーム７０９を形成し得る。冷たい前処理ガスストリーム７０８は、第１の熱交換器７０５を通って流れることができ、そこで冷たい前処理ガスストリーム７０８は、カラムオーバヘッドストリーム７０３との間接的熱交換によって温められて、それから前処理天然ガスストリーム７１０が形成される。液体ストリーム７０９は、ポンプ７１１内で加圧されてからカラム環流ストリームとしてスクラブカラム７０２へ方向づけられ得る。前処理天然ガスストリーム７１０は、第１の圧縮機７１３へ方向づけられ、その中で圧縮されて中圧ガスストリーム７１４を形成する。中圧ガスストリーム７１４は、第２の熱交換器７１５を通って流れることができ、そこで中圧ガスストリーム７１４は周囲環境との間接的熱交換によって冷却されて、冷却された中圧ガスストリーム７１６を形成する。第２の熱交換器７１５は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。冷却された中圧ガスストリーム７１６は、次に第２の圧縮機７１７内で圧縮されて高圧ガスストリーム７１８を形成し得る。高圧ガスストリーム７１８の圧力は、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超であり得る。高圧ガスストリーム７１８は、第３の熱交換器７１９を通って流れることができ、そこで高圧ガスストリーム７１８は、周囲環境との間接的熱交換によって冷却されて、冷却された高圧ガスストリーム７２０を形成する。第３の熱交換器７１９は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。冷却された高圧ガスストリーム７２０は、次にエキスパンダ７２１内で膨張させられて第１のチルド前処理ガスストリーム７２２を形成することができる。第１のチルド前処理ガスストリーム７２２の圧力は３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、第１のチルド前処理ガスストリーム７２２の圧力は、冷却された高圧ガスストリーム７２０の圧力より低い。ある態様では、第２の圧縮機７１７は、破線７２３で示すように、エキスパンダ７２１により生成された軸動力だけで駆動され得る。第１のチルド前処理ガスストリーム７２２は冷媒ストリーム７２４と非冷媒ストリーム７２５に分離され得る。冷媒ストリーム７２４は、第１の熱交換器７０５を通って流れることができ、そこで冷媒ストリーム７２４は、カラムオーバヘッドストリーム７０３との間接的熱交換によって部分的に温められて、それから温められた冷媒ストリーム７２６が形成される。温められた冷媒ストリーム７２６は非冷媒ストリーム７２５と混ざり合って第２のチルド前処理ガスストリーム７２７を形成し得る。前処理装置２００及びＨＰＣＥモジュール６００と同様に、冷媒ストリーム７２４を用いて、ＨＰＣＥモジュール７００と関係があるか又は関係がないいずれのプロセスストリームをも冷却することができる。

図７に示すように、第２のチルド前処理ガスストリーム７２７は、供給ガスエキスパンダベースＬＮＧ液化プロセス７３０へ方向づけられる。供給ガスエキスパンダベースプロセス７３０は、主冷却ループ７３２を含み、これは供給ガスストリームからの成分で充填され得る閉じたエキスパンダベース冷凍ループである。液化システムは過冷却ループ７３４をも含み、これは好ましくは過冷却冷媒として窒素で充填される閉じたエキスパンダベース冷凍ループである。主冷却ループ７３２内では、膨張し、冷却された冷媒ストリーム７３６が第１の熱交換器ゾーン７３８へ方向づけられ、そこでそれは第２のチルド前処理ガスストリーム７２７と熱交換して第１の温かい冷媒ストリーム７４０を形成する。第１の温かい冷媒７４０は、第２の熱交換器ゾーン７４２へ方向づけられ、そこでそれは、圧縮され、冷却された冷媒ストリーム７４４と熱交換して、圧縮され、冷却された冷媒ストリーム７４４をさらに冷却し、第２の温かい冷媒ストリーム７４６及び圧縮され、さらに冷却された冷媒ストリーム７４８を形成する。第２の熱交換器ゾーン７４２は、１つ以上の熱交換器を含んでよく、１つ以上の熱交換器は、プリント回路熱交換器タイプ、シェルアンドチューブ熱交換器タイプ、又はその組み合わせであってよい。第２の熱交換器ゾーン７４２内の熱交換器タイプは、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超の設計圧力、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）超の設計圧力、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超の設計圧力を有してよい。

第２の温かい冷媒ストリーム７４６は、１つ以上の圧縮ユニット７５０、７５２内で１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超の圧力まで、さらに好ましくは約３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）の圧力まで圧縮され、それによって圧縮された冷媒ストリーム７５４を形成する。圧縮された冷媒ストリーム７５４は、次に冷却器７５６内で周囲冷却媒体（空気又は水）に接触して冷却されて、圧縮され、冷却された冷媒ストリーム７４４を生成する。圧縮され、さらに冷却された冷媒ストリーム７４８は、エキスパンダ７５８内でほぼ等エントロピー的に膨張させられて、膨張し、冷却された冷媒ストリーム７３６を生成する。エキスパンダ７５８は、引き出され、圧縮のために使用し得るワークを作り出すワーク膨張デバイス、例えばガスエキスパンダであってよい。

第１の熱交換器ゾーン７３８は、複数の熱交換器デバイスを含んでよく、図７に示す態様では、第１の熱交換器ゾーンは、主熱交換器７６０及び過冷却熱交換器７６２を含む。これらの熱交換器は、アルミろう付け熱交換器タイプ、プレートフィン熱交換器タイプ、スパイラル巻き熱交換器タイプ、又はその組み合わせであってよい。
過冷却ループ７３４内では、膨張した過冷却冷媒ストリーム７６４（好ましくは窒素を含む）が、エキスパンダ７６６から放出され、過冷却熱交換器７６２及び主熱交換器７６０を通って取り出される。膨張した過冷却冷媒ストリーム７６４は、次に圧縮ユニット７６８に送られ、そこでそれは、より高い圧力まで再圧縮され、温められる。圧縮ユニット７６８から出た後、結果として生じる再圧縮された過冷却冷媒ストリーム７７０は、冷却器７７２内で冷却される。冷却後、再圧縮された過冷却冷媒ストリーム７７０は、主熱交換器７６０に通され、そこでそれは、膨張し、冷却された冷媒ストリーム７３６及び膨張した過冷却冷媒ストリーム７６４との間接的熱交換によってさらに冷却される。第１の熱交換器領域７３８から出た後、再圧縮され、冷却された過冷却冷媒ストリームは、エキスパンダ７６６を通って膨張させられて、膨張した過冷却冷媒ストリーム７６４を形成し、これは、本明細書に記載どおりに第１の熱交換器ゾーンを通って再循環される。このようにして、第２のチルド前処理ガスストリーム７２７は、第１の熱交換器ゾーン７３８内でさらに冷却され、液化され、過冷却されて、過冷却されたガスストリーム７７４を生成する。過冷却されたガスストリーム７７４は、より低い圧力まで膨張させられてＬＮＧストリーム（図示せず）を生成し得る。

図８は、開示態様に従ってＬＮＧを生産する方法８００を示す。ブロック８０２で、重質炭化水素が天然ガスストリームから除去され、それによって分離天然ガスストリームが生成される。ブロック８０４で、分離天然ガスストリームが第１の熱交換器内で部分的に凝縮され、それによって部分的に凝縮された天然ガスストリームを生成する。ブロック８０６で、部分的に凝縮された天然ガスストリームから液体が分離され、それによって前処理天然ガスストリームが生成される。ブロック８０８で、前処理天然ガスストリームが少なくとも２つの直列に配置された圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック８１０で、圧縮天然ガスストリームが冷却されて、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック８１２で、冷却された天然ガスストリームが、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、かつ少なくとも２つの直列に配置された圧縮機が前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで膨張させられ、それによってチルド天然ガスストリームを形成する。ブロック８１４で、チルド天然ガスストリームが冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分けられる。ブロック８１６で、冷媒ストリームが、天然ガスストリーム、分離天然ガスストリーム、部分的に凝縮された天然ガスストリーム、及び前処理天然ガスストリームを含む１以上のプロセスストリームとの熱交換によって温められ、それによって温められた冷媒ストリームを生成する。ブロック８１８で、この温められた冷媒ストリーム及び非冷媒ストリームが液化される。

図９は、開示態様に従ってＬＮＧを生産する方法９００を示す。ブロック９０２で、天然ガスストリームが前処理されて前処理天然ガスストリームを生成する。ブロック９０４で、前処理天然ガスストリームが、少なくとも２つの直列に配置された圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮される。ブロック９０６で、この圧縮天然ガスストリームが冷却される。ブロック９０８で、この冷却された圧縮天然ガスストリームは、少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、かつ少なくとも２つの直列に配置された圧縮機が前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで膨張させられ、それによってチルド天然ガスストリームを形成する。ブロック９１０で、このチルド天然ガスストリームは、冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分けられる。ブロック９１２で、冷媒ストリームは、熱交換器内で、天然ガスストリームの前処理と関係がある１以上のプロセスストリームとの熱交換によって温められ、それによって温められた冷媒ストリームを生成する。ブロック９１４で、この温められた冷媒ストリーム及び非冷媒ストリームが液化される。

図１０は、本開示の別の態様に従って、天然ガスストリーム１００１を前処理及び予冷し、その後に高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール１０１２が続く前処理装置１０００の実例を示す。前処理装置１０００は、天然ガスストリームから水又は水分を除去するためのシステム、例えば分子ふるい脱水機１０００ａを含み得る。図１０には１つしか示していないが、図１１～１６に示す態様は、数種の水／水分除去システム、例えば脱水機１０００ａを使用してもよいことを理解すべきである。天然ガスストリーム１００１は、次に分離デバイス、例えばスクラブカラム１００２に流入し、そこで天然ガスストリーム１００１は、カラムオーバヘッドストリーム１００３とカラム下部ストリーム１００４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム１００３は、第１の熱交換器１００５を通って流れ、そこでカラムオーバヘッドストリーム１００３は、部分的に凝縮されて二相ストリーム１００６を形成する。二相ストリーム１００６は、別の分離デバイス、例えば分離器１００７に流入することができ、そこで液体ストリーム１００９から冷たい前処理ガスストリーム１００８が分離される。冷たい前処理ガスストリーム１００８は、第１の熱交換器１００５を通って流れることができ、そこで冷たい前処理ガスストリーム１００８は、カラムオーバヘッドストリーム１００３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって前処理天然ガスストリーム１０１０を形成する。液体ストリーム１００９は、ポンプ（図示せず）内で加圧されてから、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム１００２へ方向づけられ得る。リボイラー１０７４は、スクラブカラム１００２の下部から引き出された液体の一部１０１５を加熱し、この加熱液体及び随伴ガスをスクラブカラムに戻し、それによってカラム用のストリッピングガス１０７６を生成する。或いは、破線１０７６ａで示すように、リボイラー操作用ストリッピングガスストリームを天然ガスストリーム１００１から供給してもよい。

スクラブカラムに入る天然ガスストリーム１００１の温度を制御するため、天然ガスストリーム１００１のサイドストリーム１０１１を第１の熱交換器１００５へ方向づけてその中で冷却し、冷却された天然ガスストリーム１０１１ａを生成してよい。この冷却された天然ガスストリーム１０１１ａは、図１０に示すように、スクラブカラム１００２の上流で天然ガスストリームと混ぜ合わせられて混合天然ガスストリーム１００１ａを形成する。サイドストリームは、天然ガスストリーム１００１の温度及びスクラブカラムへの天然ガスストリームの所望投入温度に応じて、天然ガスストリーム１００１の１％～１００％、又は１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。

ＨＰＣＥプロセスモジュール１０１２は、前処理天然ガスストリーム１０１０を圧縮して中圧ガスストリーム１０１４を形成する第１の圧縮機１０１３を含み得る。中圧ガスストリーム１０１４は第２の熱交換器（図示せず）を通って流れることができ、そこで中圧ガスストリーム１０１４は、周期環境と間接的に熱交換することによって冷却される。第２の熱交換器は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。中圧ガスストリーム１０１４は、次に第２の圧縮機１０１７内で圧縮されて高圧ガスストリーム１０１８を形成し得る。高圧ガスストリーム１０１８の圧力は、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）超、さらに好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超であり得る。高圧ガスストリーム１０１８は、第３の熱交換器１０１９を通って流れることができ、そこで高圧ガスストリーム１０１８は、周囲環境と間接的に熱交換することによって冷却されて、冷却された高圧ガスストリーム１０２０を形成する。第３の熱交換器１０１９は空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。冷却された高圧ガスストリーム１０２０は、次にエキスパンダ１０２１内で膨張させられて第１のチルド前処理ガスストリーム１０２２を形成し得る。第１のチルド前処理ガスストリーム１０２２の圧力は３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満、さらに好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であってよく、第１のチルド前処理ガスストリーム１０２２の圧力は、冷却された高圧ガスストリーム１０２０の圧力より低い。好ましい態様では、第２の圧縮機１０１７は、エキスパンダ１０２１により生成された軸動力だけで駆動され得る。ＨＰＣＥプロセスモジュール１０１２が１つしか圧縮機を含まない態様を含めた他の開示態様では、エキスパンダ１０２１を発電機（図示せず）に接続して動力を生じさせてよい。第１のチルド前処理ガスストリーム１０２２は、冷媒ストリーム１０２４と非冷媒ストリーム１０２５に分離され得る。冷媒ストリーム１０２４は、第１の前処理ガスストリーム１０２２の１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。冷媒ストリーム１０２４は、再循環されて第１の熱交換器１００５を通って流れ、そこで冷媒ストリーム１０２４は、カラムオーバヘッドストリーム１００３と間接的に熱交換することによって部分的に温められ、それによって温められた冷媒ストリーム１０２６を形成する。温められた冷媒ストリーム１０２６は、非冷媒ストリーム１０２５と混ざり合って第２のチルド前処理ガスストリーム１０２７を形成することができる。第２のチルド前処理ガスストリーム１０２７は、次に、例えば、供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１０４０内で液化され得る。供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１０４０は、供給ガスストリームからの成分で充填され得る閉じたエキスパンダベース冷凍ループである主冷却ループを含む。第２のチルド前処理ガスストリーム１０２７は、極低温熱交換器１０２９内で冷媒ストリーム１０４２との間接的熱交換によって液化される。供給ガスエキスパンダベース液化モジュールの主冷却ループを示しているが、図示していなくても、液化モジュールの他の部分が本明細書の開示により含まれることを理解すべきである。結果として生じるＬＮＧストリーム１０３０は、次に必要に応じて貯蔵及び／又は輸送され得る。

冷媒ストリーム１０４２が熱交換器１０４４内で冷却され、第１及び第２の冷媒圧縮機１０４６、１０４８内で圧縮されて圧縮冷媒ストリーム１０５０を生成する。圧縮冷媒ストリーム１０５０は、周囲温度の空気、水、又は他の技術上周知の冷却剤を利用する予圧熱交換器１０５２内で冷却される。圧縮冷媒ストリームは、次に第３の冷媒圧縮機１０５４内でさらに圧縮され、さらに圧縮された冷媒ストリーム１０５６になる。必要に応じて追加の冷媒圧縮機１０５４ａを利用してよい。一態様では、第３の冷媒圧縮機はガスタービン１０５６を動力源とする。さらに圧縮された冷媒ストリームを中間冷却熱交換器１０５８及びポストコンプレッション熱交換器１０６０で冷却し、熱交換器１０４４内で冷媒ストリーム１０４２を温めるために使用してよい。冷却された圧縮冷媒ストリーム１０６２は、次に第１及び第２の冷媒エキスパンダ１０６４、１０６６内で膨張させられて、膨張冷媒ストリーム１０６８を生成する。一態様では、第１及び第２の冷媒エキスパンダは、それぞれ第１及び第２の冷媒圧縮機１０４６、１０４８に接続される。好ましい態様では、第１及び第２の冷媒圧縮機１０４６、１０４８は、それぞれ、第１及び第２の冷媒エキスパンダ１０６４、１０６６により生成された軸動力だけで駆動され得る。膨張冷媒ストリーム１０６８は、極低温熱交換器１０２９へ方向づけられ、そこでそれは第２のチルド前処理ガスストリーム１０２７を液化してＬＮＧストリーム１０３０を生成するのに必要な冷却エネルギーを与える。膨張冷媒ストリーム１０６８は極低温熱交換器１０２９内部で温められて冷媒ストリーム１０４２を形成し、これは、本明細書で述べ、図１０に示すように、閉ループ様式の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１０４０によって再循環される。

冷媒ストリーム１０２４を用いて、前処理装置１０００と関係があるいずれのプロセスストリームをも冷却（ｃｏｏｌ又はｃｈｉｌｌ）することができる。例えば、カラムオーバヘッドストリーム１００３、二相ストリーム１００６、冷たい前処理ガスストリーム１００８、液体ストリーム１００９、及び前処理天然ガスストリーム１０１０の１つ以上が冷媒ストリーム１０２４と熱交換するように構成してよい。さらに、他のプロセスストリーム又は前処理装置１０００と関係がなく、記号１０７２で表す冷却ニーズは、プロセスのロケーション及び／又はコストに関する要望どおりに、冷媒ストリーム１０２４との熱交換によって冷却可能である。例えば、冷却ニーズ１０７２は、天然ガスストリームが脱水機１０００ａに入る前に天然ガスストリームを予冷して、脱水操作を支援することを含み得る。これは、同機能を果たすために液化モジュール１０４０からスリップストリームを取り込む必要がなく、液化モジュール１０４０と前処理装置１０００を独立に制御できるので有利である。さらなる利益として、始動操作中に冷媒ストリーム１０２４を用いて前処理装置１０００を冷却することができる。冷媒ストリーム１０２４を２つ以上のサブストリームに分け、種々のプロセスストリームを冷却するために使用してよい。

図１１は、本開示の別の態様に従って、天然ガスストリーム１１０１を前処理及び予冷し、その後に高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール１１１２が続く前処理装置１１００の実例である。装置１１００は装置１０００に類似し、類似要素には類似の参照番号を付けてある。装置１０００と同様に、装置１１００はスクラブカラム１１０２、第１の熱交換器１１０５、及び分離器１１０７を含む。スクラブカラムに入る天然ガスストリーム１１０１の温度を制御するため、天然ガスストリーム１１０１のサイドストリーム１１１１を第１の熱交換器１１０５へ方向づけて、その中で冷却し、冷却された天然ガスストリーム１１１１ａを形成してよい。冷却された天然ガスストリーム１１１１ａは、図１１に示すように、スクラブカラム１１０２の上流で天然ガスストリームと混ぜ合わせられて、混合天然ガスストリーム１１０１ａを形成する。サイドストリームは、天然ガスストリーム１１０１の温度及びスクラブカラムへの天然ガスストリームの所望投入温度に応じて、天然ガスストリーム１１０１の１％～１００％、又は１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。
混合天然ガスストリーム１１０１ａはスクラブカラム１１０２に流入し、カラムオーバヘッドストリーム１１０３とカラム下部ストリーム１１０４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム１１０３は、第１の熱交換器１１０５を通って流れて部分的に凝縮され、二相ストリーム１１０６を形成する。二相ストリーム１１０６は、分離器１１０７に流入し、冷たい前処理ガスストリーム１１０８と液体ストリーム１１０９に分けられる。冷たい前処理ガスストリーム１１０８は、第１の熱交換器１１０５を通って流れ、カラムオーバヘッドストリーム１１０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって前処理天然ガスストリーム１１１０を形成する。液体ストリーム１１０９は、ポンプ（図示せず）内で加圧されてから、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム１１０２へ方向づけられ得る。リボイラー操作用のストリッピングガスストリーム１１７６を天然ガスストリーム１００１から供給してよく；或いは、図１０に示すようにリボイラーを用いてスクラブカラム用のストリッピングガスを供給してよい。

前処理天然ガスストリーム１１１０は、ＨＰＣＥプロセスモジュール１０１２に類似し、さらに述べないＨＰＣＥプロセスモジュール１１１２へのインプットである。ＨＰＣＥプロセスモジュール１１１２のアウトプットは、第１のチルド前処理ガスストリーム１１２２であり、これは冷媒ストリーム１１２４と非冷媒ストリーム１１２５に分けられる。冷媒ストリーム１１２４は、第１の前処理ガスストリーム１１２２の１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。冷媒ストリーム１１２４は再循環されて第１の熱交換器１１０５を通って流れて、カラムオーバヘッドストリーム１１０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって温められた冷媒ストリーム１１２６を形成する。冷媒ストリーム１１２４のサイドストリーム１１２４ａは、圧力低減及び温度低減デバイス、例えばジュール・トムソン弁１１２４ｂへ方向づけられて、さらに冷却された冷媒ストリームを生成することができ、これも第１の熱交換器１１０５を通って流れるように方向づけられて、カラムオーバヘッドストリーム１１０３及びその中を通って流れるいずれの他のプロセスストリームをも冷却する。結果として生じる温められたサイドストリーム１１２４ｃは、前処理天然ガスストリーム１１１０と混ぜ合わせられる。温められた冷媒ストリーム１１２６は、非冷媒ストリーム１１２５と混ざり合って第２のチルド前処理ガスストリーム１１２７を形成することができる。第２のチルド前処理ガスストリーム１１２７は、次に、例えば、供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１１４０内で液化されてＬＮＧストリーム１１３０を生成し得る。モジュール１１４０は、モジュール１０４０に類似し得るので、さらに述べない。エキスパンダ１１７１を利用してＬＮＧストリーム１１３０の圧力及び温度を下げ、それによって、貯蔵及び輸送に適した過冷却されたＬＮＧストリームを生成してよい。

冷媒ストリーム１１２４を用いて、前処理装置１１００と関係があるいずれのプロセスストリームをも冷却することができる。例えば、カラムオーバヘッドストリーム１１０３、二相ストリーム１１０６、冷たい前処理ガスストリーム１１０８、液体ストリーム１１０９、及び前処理天然ガスストリーム１１１０の１つ以上が冷媒ストリーム１１２４と熱交換するように構成することができる。さらに、他のプロセスストリーム又は前処理装置１１００と関係がなく、記号１１７２で表す冷却ニーズは、プロセスのロケーション及び／又はコストに関する要望どおりに、冷媒ストリーム１１２４との熱交換によって冷却可能である。冷媒ストリーム１１２４を２つ以上のサブストリームに分けて、種々のプロセスストリームを冷却するために使用してよい。

図１２は、天然ガスストリーム１２０１を前処理及び予冷した後に高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール１２１２（モジュール１１１２に類似）及び供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１２４０（モジュール１１４０に類似）が続いて、ＬＮＧストリーム１２３０を生成するための前処理装置１２００を示す。装置１２００は装置１１００に類似し、類似要素には類似の参照番号を付してある。天然ガスストリーム１２０１は、第１の熱交換器１２０５に流入して部分的に凝縮されてからスクラブカラム１２０２に送られてカラムオーバヘッドストリーム１２０３とカラム下部ストリーム１２０４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム１２０３は、第１の熱交換器１２０５を通って流れて、部分的に凝縮され、二相ストリーム１２０６を形成する。二相ストリーム１２０６は、分離器１２０７に流入し、冷たい前処理ガスストリーム１２０８と液体ストリーム１２０９に分けられる。冷たい前処理ガスストリーム１２０８は、場合によってはジュール・トムソン（Ｊ－Ｔ）弁１２０８ａを通って流れてから、第１の熱交換器１２０５を通って流れ、そこでそれはカラムオーバヘッドストリーム１２０３と間接的に熱交換することによって温められて、前処理天然ガスストリーム１２１０を形成する。液体ストリーム１２０９は、ポンプ１２０９ａ内で加圧されてから、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム１２０２へ方向づけられ得る。リボイラー操作用のストリッピングガスストリーム１２７６を天然ガスストリームから供給してよく；或いは、図１０に示すようにリボイラーを用いてスクラブカラム用のストリッピングガスを供給してよい。

前処理天然ガスストリーム１２１０は、ＨＰＣＥモジュール１０１２に類似し、さらに述べないＨＰＣＥプロセスモジュール１２１２へのインプットである。ＨＰＣＥプロセスモジュール１２１２のアウトプットは第１のチルド前処理ガスストリーム１２２２であり、これは冷媒ストリーム１２２４と非冷媒ストリーム１２２５に分けられる。冷媒ストリーム１２２４は、第１のチルド前処理ガスストリーム１２２２の１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。冷媒ストリーム１２２４は、再循環されて第１の熱交換器１２０５を通って流れ、カラムオーバヘッドストリーム１２０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって温められた冷媒ストリーム１２２６を形成する。温められた冷媒ストリーム１２２６は、非冷媒ストリーム１２２５と混ざり合って第２のチルド前処理ガスストリーム１２２７を形成し得る。第２のチルド前処理ガスストリーム１２２７は、次に、例えば、供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１２４０内で液化されてＬＮＧストリーム１２３０を生成することができる。１２２４の温度が、熱交換器１２０５に十分な冷却エネルギーを与えるのに十分低くないときは、Ｊ－Ｔ弁１２０８ａを使用する。

図１３は、天然ガスストリーム１３０１の前処理及び予冷の後に高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール１３１２（モジュール１０１２、１１１２、及び１２１２に類似）及び供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１３４０（モジュール１０４０、１１４０、及び１２４０に類似）が続いてＬＮＧストリーム１３３０を生成するための前処理装置１３００を示す。装置１３００は装置１０００に類似し、類似要素には類似参照番号を付してある。装置１０００と同様に、装置１３００は、スクラブカラム１３０２、第１の熱交換器１３０５、及び分離器１３０７を含む。スクラブカラムに入る天然ガスストリーム１３０１の温度を制御するため、天然ガスストリーム１３０１のサイドストリーム１３１１ａを第１の熱交換器１３０５へ方向づけ、その中で冷却し、冷却された天然ガスストリーム１３１１ａを形成してよい。冷却された天然ガスストリーム１３１１ａは、図１３に示すように、スクラブカラム１３０２の上流で天然ガスストリームと混ぜ合わせられて混合天然ガスストリーム１３０１ａを形成する。サイドストリームは、天然ガスストリーム１３０１／１３０１ａの温度及びスクラブカラムへの前記天然ガスストリームの所望投入温度に応じて、天然ガスストリーム１３０１の１％～１００％、又は１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。

混合天然ガスストリーム１３０１ａは、スクラブカラム１３０２に流入し、カラムオーバヘッドストリーム１３０３とカラム下部ストリーム１３０４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム１３０３は、第１の熱交換器１３０５を通って流れて部分的に凝縮され、二相ストリーム１３０６を形成する。二相ストリーム１３０６は分離器１３０７に流入し、冷たい前処理ガスストリーム１３０８と液体ストリーム１３０９に分けられる。冷たい前処理ガスストリーム１３０８は第１の熱交換器１３０５を通って流れ、カラムオーバヘッドストリーム１３０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって前処理天然ガスストリーム１３１０を形成する。液体ストリーム１３０９は、ポンプ（図示せず）内で加圧されてから、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム１３０２へ方向づけられ得る。リボイラー１３７４は、スクラブカラム１３０２の下部から引き出された液体の一部１３７５を加熱し、この加熱液体及び随伴ガスをスクラブカラムに戻し、それによってカラム用のストリッピングガス１３７６を作り出すことができる。或いは、前述したように、リボイラー操作用のストリッピングガスストリームを天然ガスストリーム１００１から供給してもよい。

前処理天然ガスストリーム１３１０は、ＨＰＣＥプロセスモジュール１０１２に類似し、さらに述べないＨＰＣＥプロセスモジュール１３１２へのインプットである。ＨＰＣＥプロセスモジュール１３１２のアウトプットはチルド前処理ガスストリーム１３２２であり、その全てが再循環されて第１の熱交換器１３０５を通って流れ、カラムオーバヘッドストリーム１３０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって温められた冷媒ストリーム１３２６を形成する。温められた冷媒ストリーム１３２６は、次に、例えば、供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１３４０内で液化されて、ＬＮＧストリーム１３３０を生成し得る。モジュール１３４０は、モジュール１０４０に類似するのでさらに述べない。エキスパンダ１３７１を利用してＬＮＧストリーム１３３０の圧力及び温度を下げ、貯蔵及び輸送に適した過冷却されたＬＮＧストリームを生成することができる。

図１４は、本開示の別の態様に従って天然ガスストリーム１４０１を前処理及び予冷した後に高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール１４１２が続く前処理装置１４００を示す。装置１４００は装置１１００に類似し、類似要素には類似参照番号を付してある。装置１１００と同様に、装置１４００は、スクラブカラム１４０２、第１の熱交換器１４０５、及び分離器１４０７を含む。天然ガスストリーム１４０１は、供給ガスエキスパンダ１４７８によって膨張させられ、冷却されて、膨張天然ガスストリーム１４７９を形成する。膨張天然ガスストリームは、スクラブカラム１４０２に流入し、カラムオーバヘッドストリーム１４０３とカラム下部ストリーム１４０４に分けられる。カラムオーバヘッドストリーム１４０３は、第１の熱交換器１４０５を通って流れて部分的に凝縮され、二相ストリーム１４０６を形成する。二相ストリーム１４０６は分離器１４０７に流入し、冷たい前処理ガスストリーム１４０８と液体ストリーム１４０９に分けられる。冷たい前処理ガスストリーム１４０８は第１の熱交換器１４０５を通って流れ、カラムオーバヘッドストリーム１４０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって前処理天然ガスストリーム１４１０を形成する。液体ストリーム１４０９は、ポンプ（図示せず）内で加圧されてから、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム１４０２へ方向づけられ得る。リボイラー操作用のストリッピングガスストリーム１４７６を天然ガスストリーム１４０１から供給してよく；或いは、図１０に示ようにリボイラーを用いてスクラブカラム用のストリッピングガスムを供給してもよい。

前処理天然ガスストリーム１４１０は、供給ガス圧縮機１４８０内で圧縮されて、圧縮前処理天然ガスストリーム１４８１を形成し、これはＨＰＣＥプロセスモジュール１４１２へのインプットである。ＨＰＣＥプロセスモジュール１４１２はＨＰＣＥプロセスモジュール１０１２に類似し、さらに述べない。供給ガス圧縮機１４８０はガスタービンを動力源としてよく、或いは好ましくは、供給ガスエキスパンダ１４７８の電力出力を動力源としてよい。ＨＰＣＥプロセスモジュール１４１２のアウトプットはチルド前処理ガスストリーム１４２２であり、その全てが再循環されて第１の熱交換器１４０５を通って流れて、カラムオーバヘッドストリーム１４０３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって温められた冷媒ストリーム１４２６を形成する。温められた冷媒ストリーム１４２６は、次に、例えば、供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１１４０内で液化されて、ＬＮＧストリーム１４３０を生成する。モジュール１４４０はモジュール１０４０に類似し得るので、さらに述べない。エキスパンダ１４７１を利用して、ＬＮＧストリーム１４３０の圧力及び温度を下げ、それによって貯蔵及び輸送に適した過冷却されたＬＮＧストリームを生成することができる。

スクラブカラムに入る天然ガスストリーム１４０１の温度を制御するため、天然ガスストリーム１４０１（又は膨張天然ガスストリーム１４７９）のサイドストリーム１４１１を第１の熱交換器１４０５へ方向づけて、その中で冷却し、冷却された天然ガスストリーム１４１１ａを形成することができる。冷却された天然ガスストリーム１４１１ａは、図１４に示すように、スクラブカラム１４０２の上流で天然ガスストリームと混ぜ合わせられて混合天然ガスストリーム１４０１ａを形成する。サイドストリームは、天然ガスストリーム１４０１／膨張天然ガスストリーム１４７９の温度及びスクラブカラムへの天然ガスストリームの所望投入温度に応じて、天然ガスストリーム１４０１／膨張天然ガスストリーム１４７９の１％～１００％、又は１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。

図１５は、本開示の別の態様に従って天然ガスストリーム１５０１を前処理及び予冷した後に高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール１５１２が続く前処理装置１５００を示す。装置１５００は、いくつかの点で装置１１００に類似し、類似要素には類似参照番号を付してある。装置１１００と同様に、装置１５００はスクラブカラム１５０２及び第１の熱交換器１５０５を含むが、スクラブカラムからの冷却された蒸気ストリームが方向づけられる分離器を含まない。代わりに、天然ガスストリーム１５０１のサイドストリーム１５１１が第１の熱交換器１５０５に方向づけられて、その中で冷却され、冷却された天然ガスストリーム１５１１ａを形成する。冷却された天然ガスストリーム１５１１ａは、図１５に示すように、スクラブカラム１５０２の上流で天然ガスストリームと混ぜ合わせられて混合天然ガスストリーム１５０１ａを形成する。サイドストリームは、天然ガスストリーム１５０１の温度及びスクラブカラム１５０２への天然ガスストリームの所望投入温度に応じて、天然ガスストリーム１５０１の１％～１００％、又は１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。混合天然ガスストリーム１５０１ａはスクラブカラム１５０２に流入し、分離天然ガスストリームと称することもあるカラムオーバヘッドストリーム１５０３とカラム下部ストリーム１５０４に分けられる。カラム下部ストリーム１５０４は安定化装置１５８４へ方向づけられる。安定化装置は、カラム下部ストリーム１５０４から軽質炭化水素を除去し、カラム下部ストリーム１５０４は安定化装置オーバーヘッドストリーム１５８６と安定化炭化水素液体ストリーム１５８５に分けられる。安定化炭化水素液体ストリーム１５８５は通常の貯蔵条件で安定性を示し、安定化凝縮物として売却可能である。安定化装置オーバーヘッドストリーム１５８６は、還流冷却器１５８７内で冷却され、還流分離器１５８８へ方向づけられ、そこでそれは還流液体ストリーム１５８９と再循環ガスストリーム１５９０に分けられる。還流液体ストリーム１５８９は、ポンプ１５８９ａで汲み出されることがあり、安定化装置１５８４に戻される。還流液体ストリームは、安定化装置内の上向流ガスからいずれの重質炭化水素をも洗い流す働きをする。再循環ガスストリーム１５９０は、再循環圧縮機１５９１内で圧縮されて、圧縮再循環ガスストリーム１５９２を形成する。開示態様によれば、再循環圧縮機１５９１は、ＨＰＣＥプロセスモジュール１５１２内の圧縮機よりずっと小さい能力（例えば、０．５ＭＷ）を有する。言い換えれば、再循環圧縮機１５９１は、ＬＮＧプラントの総圧縮力の０．５％以下、又は０．５％超であるが、１％以下、又は１％超であるが、５％以下の圧縮能力を有し得る。圧縮再循環ガスストリーム１５９２の第１の部分１５９３が第１の熱交換器１５０５を通り抜け、そこでそれは冷却されて部分的又は全体的に凝縮され、それによって冷却された圧縮再循環ガスストリーム１５９４を形成する。この冷却された圧縮再循環ガスストリーム１５９４は、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム１５０２へ方向づけられる。ライン１５９４に還流ドラム（図示せず）を設置して、スクラブカラムに入るカラム還流ストリームにバッファーを与えることができる。リボイラー操作用のストリッピングガスストリーム１５７６を天然ガスストリーム１００１から供給してよく；或いは、図１０に示すようにリボイラーを用いてスクラブカラム用のストリッピングガスを供給してもよい。

カラムオーバヘッドストリーム１５０３は第１の熱交換器１５０５を通って流れ、それによって前処理天然ガスストリーム１５１０を形成する。前処理天然ガスストリーム１５１０は、圧縮再循環ガスストリーム１５９２の第２の部分１５９２ａと混ぜ合わせられ、ＨＰＣＥプロセスモジュール１０１２に類似し、さらに述べないＨＰＣＥプロセスモジュール１５１２に投入される。ＨＰＣＥプロセスモジュール１５１２のアウトプットはチルド前処理ガスストリーム１５２２であり、その全てが再循環されて第１の熱交換器１５０５を通って流れ、第１の部分１５９３と間接的に熱交換することによって温められ、それによって温められた冷媒ストリーム１５２６を形成する。温められた冷媒ストリーム１５２６は、次に、例えば、供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１５４０内で、液化されてＬＮＧストリーム１５３０を生成することができる。モジュール１５４０は、図１０のモジュール１０４０に類似し得るので、さらに述べない。

図１６は、本開示の別の態様に従って天然ガスストリーム１６０１を前処理及び予冷した後に高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスモジュール１６１２が続く前処理装置１６００を示す。装置１６００はいくつかの点で装置１５００に類似し、類似要素には類似参照番号を付してある。装置１５００と同様に、装置１６００はスクラブカラム１６０２及び第１の熱交換器１６０５を含むが、スクラブカラムからの冷却された蒸気ストリームが方向づけられる分離器を含まない。代わりに、天然ガスストリーム１６０１のサイドストリーム１６１１を第１の熱交換器１６０５に方向づけてその中で冷却し、冷却された天然ガスストリーム１６１１ａを形成することができる。冷却された天然ガスストリーム１６１１ａは、図１６に示すようにスクラブカラム１６０２の上流で天然ガスストリームと混ぜ合わせられて混合天然ガスストリーム１６０１ａを生成する。サイドストリームは、天然ガスストリーム１６０１の温度及びスクラブカラム１６０２への天然ガスストリームの所望投入温度に応じて、天然ガスストリーム１６０１の１％～１００％、又は１０％～９０％、又は２５％～７５％、又は４０％～６０％を含み得る。混合天然ガスストリーム１６０１ａはスクラブカラム１６０２に流入し、分離天然ガスストリームと称することもあるカラムオーバヘッドストリーム１６０３とカラム下部ストリーム１６０４に分けられる。カラム下部ストリーム１６０４は安定化装置１６８４へ方向づけられる。安定化装置は、カラム下部ストリーム１６０４から軽質炭化水素を除去し、カラム下部ストリーム１６０４は安定化装置オーバーヘッドストリーム１６８６と安定化炭化水素液体ストリーム１６８５に分けられる。安定化炭化水素液体ストリーム１６８５は、通常の貯蔵条件で安定性を示し、安定化凝縮物として売却可能である。安定化装置オーバーヘッドストリーム１６８６は還流冷却器１６８７内で冷却され、還流分離器１６８８へ方向づけられ、そこでそれは還流液体ストリーム１６８９と再循環ガスストリーム１６９０に分けられる。還流液体ストリーム１６８９は、ポンプ１６８９ａで汲み出されることがあり、安定化装置１６８４に戻される。還流液体ストリームは、安定化装置内で上向流ガスからいずれの重質炭化水素をも洗い流す働きをする。再循環ガスストリーム１６９０は、再循環圧縮機１６９１内で圧縮されて、圧縮再循環ガスストリーム１６９２を形成する。開示態様によれば、再循環圧縮機１６９１は、ＨＰＣＥプロセスモジュール１６１２内の圧縮機よりずっと小さい能力（例えば、０．５ＭＷ）を有する。言い換えれば、再循環圧縮機１６９１は、ＬＮＧプラントの総圧縮力の０．５％以下、又は０．５％超であるが１％以下、又は１％超であるが５％以下の圧縮能力を有し得る。圧縮再循環ガスストリーム１６９２の第１の部分１６９３は第１の熱交換器１６０５を通り抜け、そこでそれは冷却されて部分的又は全体的に凝縮され、それによって冷却された圧縮再循環ガスストリーム１６９４を形成する。この冷却された圧縮再循環ガスストリーム１６９４は、カラム還流ストリームとしてスクラブカラム１６０２へ方向づけられる。ライン１６９４に還流ドラム（図示せず）を設置して、スクラブカラムに入るカラム還流ストリームにバッファーを与えてよい。リボイラー操作用のストリッピングガスストリーム１６７６を天然ガスストリーム１００１から供給してよく；或いは、図１０に示すようにリボイラーを用いてスクラブカラム用のストリッピングガスを供給してもよい。

カラムオーバヘッドストリーム１６０３の圧力は、ジュール・トムソン弁１６０３ａ等の圧力低減デバイスを用いて下げられ、カラムオーバヘッドストリーム１６０３は次に第１の熱交換器１６０５を通って流れ、それによって前処理天然ガスストリーム１６１０を形成する。前処理天然ガスストリーム１６１０は、圧縮再循環ガスストリーム１６９２の第２の部分１６９２ａと混ぜ合わせられ、供給ガス圧縮機１６８０内で圧縮されて、圧縮前処理天然ガスストリーム１６８１を形成する。供給ガス圧縮機１６８０はタービン駆動又はモーター駆動であってよい。圧縮前処理天然ガスストリーム１６８１は第２の熱交換器１６１９を通って流れて周囲環境と間接的に熱交換することによって冷却されて、冷却された高圧ガスストリーム１６２２を形成することができる。第２の熱交換器は空冷熱交換器又は水冷熱交換器であってよい。ジュール・トムソン弁１６０３ａはカラムオーバヘッドストリーム１６０３の圧力を下げるので、図１５で開示するようにエキスパンダ（例えばエキスパンダ１０２１）を必要としない。代わりに、冷却された高圧ガスストリーム１６２２は、例えば、供給ガスエキスパンダベース液化モジュール１６４０内で液化されてＬＮＧストリーム１６３０を生成する。モジュール１６４０は、図１０のモジュール１０４０に類似し得るので、さらに述べない。或いは、図１７に示すように、冷却された高圧ガスストリーム１６２２を液化モジュール１６４０内で液化する前にＨＰＣＥモジュール１７１２を利用して前処理天然ガスストリーム１６１０を圧縮及び冷却することができる。ＨＰＣＥモジュール１７１２は、ＨＰＣＥモジュール１０１２に構造が類似するので、さらに述べない。

状況次第で、圧縮再循環ガスストリームの第１の部分１６９３がカラムオーバヘッドストリーム１６０３より高い濃度の重質炭化水素（すなわち、Ｃ₅₊）を有することがあり、このような場合、カラムオーバヘッドストリーム１６０３の圧力をジュール・トムソン弁１６０３ａで下げる必要がないことに留意すべきである。開示態様は、ジュール・トムソン弁１６０３ａを排除することがあり、或いは、必要に応じてジュール・トムソン弁を選択的にバイパスする弁バイパスライン１６０３ｂを含めることがある。

図１５～１７に開示し、上述した態様は、小型の追加圧縮機（例えば、１５９１、１６９１）を必要とすることがあり、超リーンガス（すなわち２％未満の混入物）に対しては良く働かない可能性があるが、図１５～１７に開示した態様は、種々の他の態様より高いＬＮＧ生産量を提供する。さらに、図１０～１４に参照番号１００７、１１０７、１２０７、１３０７、１４０７で示す分離器は、図１５～１７において、スクラブカラム１５０２、１６０２と関連する前にストリーム１５９４、１６９４を受け取る還流ドラム（図示せず）として使用可能である。該還流ドラムは、スクラブカラムに供給する還流液体に緩衝時間及び制御を与える。図１６ではスクラブカラム用の還流ストリームを得るために、他の開示態様には示さないとはいえ、いずれの開示態様でも使用し得る、安定ストリームとして安定化凝縮物を生成するための安定化装置をさらに利用する。

図１０～１７に示し、本明細書に記載の態様は、天然ガスを液化するために使用できる技術例として供給ガスエキスパンダベース液化技術又はトレインを利用した。しかしながら、開示態様は、他のタイプの液化トレイン又は技術、例えば単一混合冷媒（ＳＭＲ）、二元混合冷媒（ＤＭＲ）、窒素を用いるエキスパンダベース技術、又は他の液化技術の利用時と同等に有効である。該液化技術は、開示態様の範囲内に入ると考えられる。さらに、本明細書で開示する態様は、いずれのＬＮＧ液化ロケーションにも使用することができ、それらは海洋液化、陸上遠隔設備等のようなＬＮＧ液化のためのスペースが限られている状況に特に優れた有用性を有する。さらに、いずれの開示態様も、例えば、図１１に１１２４ｂで示すジュール・トムソン弁を用いて再循環冷媒ストリームの一部又は全ての圧力及び温度を下げることによって引き起こされる第１の熱交換器の追加冷却を実現することができる。

図１７は、開示態様に従って天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法１７００を示す流れ図である。ブロック１７０２で、天然ガスストリームの一部が第１の熱交換器内で冷却されて、冷却された天然ガスストリームを生成する。ブロック１７０４で、冷却された天然ガスストリームと天然ガスストリームが混ぜ合わせられて混合天然ガスストリームを生成し、それから重質炭化水素が除去され、それによって分離天然ガスストリームが生成される。ブロック１７０６で、分離天然ガスストリームが第１の熱交換器内で部分的に凝縮され、それによって部分的に凝縮された天然ガスストリームを生成し、それから液体が分離され、それによって冷たい前処理ガスストリーム及び液体ストリームが生成される。ブロック１７０８で、冷たい前処理ガスストリームが第１の熱交換器内で温められてから、少なくとも１つの圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１７１０で、圧縮天然ガスストリームが冷却されて、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成し、これは、少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、かつ少なくとも１つの圧縮機が前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで膨張させられ、それによってチルド天然ガスストリームを形成する。ブロック１７１２で、チルド天然ガスストリームが冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分けられ、冷媒ストリームは再循環されて、第１の熱交換器内で、天然ガスストリームの少なくとも一部、分離天然ガスストリーム、及び冷たい前処理ガスストリームを含む１以上のプロセスストリームと熱交換し、それによって温められた冷媒ストリームを生成する。ブロック１７１４で、温められた冷媒ストリーム及び非冷媒ストリームが液化されてＬＮＧを形成する。

図１８は、開示態様に従って天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法１８００の流れ図である。ブロック１８０２で、天然ガスストリームが第１の熱交換器内で冷却されて、冷却された天然ガスストリームを生成する。ブロック１８０４で、冷却された天然ガスストリームから重質炭化水素が除去され、それによって分離天然ガスストリームが生成される。ブロック１８０６で、分離天然ガスストリームが、第１の熱交換器内で部分的に凝縮され、それによって部分的に凝縮された天然ガスストリームを生成し、それから液体が除去され、それによって冷たい前処理ガスストリーム及び液体ストリームが生成される。ブロック１８０８で、冷たい前処理ガスストリームが第１の熱交換器内で温められてから、少なくとも１つの圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１８１０で、圧縮天然ガスストリームが冷却されて、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成し、これが少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、かつ少なくとも１つの圧縮機が前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで膨張させられ、それによってチルド天然ガスストリームを形成する。ブロック１８１２で、チルド天然ガスストリームが冷媒ストリームと非冷媒ストリームに分けられ、冷媒ストリームは再循環されて、天然ガスストリーム、分離天然ガスストリーム、及び冷たい前処理ガスストリームを含む１以上のプロセスストリームと熱交換し、それによって温められた冷媒ストリームを生成する。ブロック１８１４で、温められた冷媒ストリーム及び非冷媒ストリームが液化されてＬＮＧを形成する。

図１９は、開示態様に従って天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法１９００を示す流れ図である。ブロック１９０２で、天然ガスストリームの一部が第１の熱交換器内で冷却されて、冷却された天然ガスストリームを生成する。ブロック１９０４で、冷却された天然ガスストリームと天然ガスストリームが混ぜ合わせられて混合天然ガスストリームを生成し、それから重質炭化水素が除去され、それによって分離天然ガスストリームが生成される。ブロック１９０６で、分離天然ガスストリームが第１の熱交換器内で部分的に凝縮され、それによって部分的に凝縮された天然ガスストリームを生成し、それから液体が分離され、それによって冷たい前処理ガスストリーム及び液体ストリームが生成される。ブロック１９０８で、冷たい前処理ガスストリームが第１の熱交換器内で温められてから、少なくとも１つの圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１９１０で、圧縮天然ガスストリームが冷却されて、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成し、これは、少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、かつ少なくとも１つの圧縮機が前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで膨張させさられ、それによってチルド天然ガスストリームを形成する。ブロック１９１２で、チルド天然ガスストリームが再循環され、天然ガスストリームの一部、分離天然ガスストリーム、及び冷たい前処理ガスストリームを含む１以上のプロセスストリームとの熱交換によって温められた冷媒ストリームを生成する。ブロック１９１４で、温められた冷媒ストリームが液化されてＬＮＧを形成する。

図２０は、開示態様に従って天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法２０００を示す流れ図である。ブロック２００２で、天然ガスストリームの一部が第１の熱交換器内で冷却されて、冷却された天然ガスストリームを生成する。ブロック２００４で、冷却された天然ガスストリームと天然ガスストリームが混ぜ合わせられて混合天然ガスストリームを生成し、それから分離器内で重質炭化水素が除去され、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームが生成される。ブロック２００６で、分離器下部ストリームから液体が分離されてオーバーヘッドストリームが生成され、これが冷却及び分離されて再循環ガスストリームを形成する。ブロック２００８で、再循環ガスストリームが再循環圧縮機内で圧縮されて、圧縮再循環ガスストリームを形成する。ブロック２０１０で、圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が第１の熱交換器の中を通され、それから冷却された圧縮再循環ストリームが形成され、この冷却された圧縮再循環ストリームはカラム還流ストリームとして分離器へ方向づけられる。ブロック２０１２で、分離天然ガスストリームが第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによって前処理天然ガスストリームを生成する。ブロック２０１４で、圧縮再循環ガスストリームの第２の部分と前処理天然ガスストリームが、少なくとも１つの圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成し、この圧縮天然ガスストリームが冷却されて、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック２０１６で、冷却された圧縮天然ガスストリームが、少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であり、かつ少なくとも１つの圧縮機が前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで膨張させられ、それによってチルド前処理ガスストリームを形成する。ブロック２０１８で、チルド前処理ガスストリームが再循環されて、天然ガスストリームの少なくとも一部、分離天然ガスストリーム、及び圧縮再循環ガスストリームの第１の部分を含む１以上のプロセスストリームと熱交換し、それによって温められた冷媒ストリームを生成する。ブロック２０２０で、温められた冷媒ストリームが液化されてＬＮＧを形成する。

図２１は、開示態様に従って天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法２１００を示す流れ図である。ブロック２１０２で、天然ガスストリームの一部が第１の熱交換器内で冷却されて、冷却された天然ガスストリームを生成する。ブロック２１０４で、冷却された天然ガスストリームと天然ガスストリームが混ぜ合わせられて混合天然ガスストリームを生成し、それから分離器内で重質炭化水素が除去され、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームが生成される。ブロック２１０６で、分離器下部ストリームから液体が分離されてオーバーヘッドストリームが形成され、これが冷却及び分離されて再循環ガスストリームを形成する。ブロック２１０８で、再循環ガスストリームが再循環圧縮機内で圧縮されて、圧縮再循環ガスストリームを形成する。ブロック２１１０で、圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が第１の熱交換器の中を通され、それから冷却された圧縮再循環ストリームが形成され、この冷却された圧縮再循環ストリームはカラム還流ストリームとして分離器へ方向づけられる。ブロック２１１２で、分離天然ガスストリームの圧力及び温度が圧力低減デバイス内で下げられ、この分離天然ガスストリームは、次に第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによって前処理天然ガスストリームを生成する。ブロック２１１４で、圧縮再循環ガスストリームの第２の部分及び前処理天然ガスストリームが供給圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮されて、圧縮天然ガスストリームを形成し、これが冷却されて、冷却された高圧ガスストリームを形成する。ブロック２１１６で、冷却された高圧ガスストリームが液化されてＬＮＧを形成する。

前述のものは本開示の態様に関するものであるが、本開示の基本範囲から逸脱することなく、本開示の他のさらなる態様を考案することができ、本開示の範囲は、以下の特許請求の範囲によって決まる。
本発明は、以下のように捉えることもできる。
（付記１）
天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
前記天然ガスストリームの少なくとも一部を第１の熱交換器内で冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成すること；
前記冷却された天然ガスストリームと前記天然ガスストリームを混ぜ合わせて、混合天然ガスストリームを生成すること；
分離器内で前記混合天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成すること；
前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成すること；
前記オーバヘッドストリームを冷却し、それから液体を分離して再循環ガスストリームを形成すること；
前記再循環ガスストリームを再循環圧縮機内で圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成すること；
圧縮再循環ガスストリームの第１の部分を方向づけて前記第１の熱交換器の中を通し、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成すること；
前記冷却された圧縮再循環ストリームをカラム還流ストリームとして前記分離器へ方向づけること；
前記分離天然ガスストリームを前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用し、それによって前処理天然ガスストリームを生成すること；
前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を前記前処理天然ガスストリームと混ぜ合わせること；
前記前処理天然ガスストリームを少なくとも１つの圧縮機内で、少なくとも１，５００ｐｓｉａの圧力まで圧縮して、圧縮天然ガスストリームを形成すること；
前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成すること；
少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ未満であり、かつ前記少なくとも１つの圧縮機が前記前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで前記冷却された圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによってチルド前処理ガスストリームを形成すること；
前記チルド前処理ガスストリームを再循環させて、前記天然ガスストリームの少なくとも一部、前記分離天然ガスストリーム、及び前記圧縮再循環ガスストリームの前記第１の部分を含む１以上のプロセスストリームと熱交換させ、それによって温められた冷媒ストリームを生成すること；及び
前記温められた冷媒ストリームを液化してＬＮＧを形成すること
を含む、前記方法。
（付記２）
前記温められた冷媒ストリームの液化が、
１つ以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化ユニットと、
少なくとも３つの並列ＳＭＲ液化ユニットと、
１つ以上のエキスパンダベース液化モジュールであって、
１つ以上の窒素ガスエキスパンダベース液化モジュール又は
１つ以上の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール
を含むエキスパンダベース液化モジュールと、
のうちの１つにおいて行なわれる、
付記１に記載の方法。
（付記３）
前記少なくとも１つの圧縮機が、少なくとも２つの並列に配置された圧縮機を含み、前記少なくとも２つの並列に配置された圧縮機の１つが、前記天然ガスエキスパンダによって駆動される、付記１又は付記２に記載の方法。
（付記４）
天然ガスストリームの液化装置であって、
前記天然ガスストリームの少なくとも一部を冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成する第１の熱交換器；
前記冷却された天然ガスストリームと混ぜ合わせた前記天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成するように構成された第１の分離デバイス、ここで、前記第１の熱交換器は、前記分離天然ガスストリームを部分的に凝縮して、部分的に凝縮された天然ガスストリームを形成する；
前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成する第２の分離デバイス；
前記オーバヘッドストリームを冷却及び分離して再循環ガスストリームを形成する第１の冷却ユニット及び第３の分離デバイス；
前記再循環ガスストリームを圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成する再循環圧縮機；
ここで、前記圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が第１の熱交換器の中を通されて、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成し、この冷却された圧縮再循環ストリームは、還流ストリームとして前記第１の分離器へ方向づけられ、前記分離天然ガスストリームは、前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによって前処理天然ガスストリームを生成する；
前記前処理天然ガスストリーム及び前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を少なくとも１，５００ｐｓｉａの圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する少なくとも１つの圧縮機；
前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成する第２の冷却ユニット；
２，０００ｐｓｉａ未満であり、かつ前記少なくとも１つの圧縮機が前記前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで前記冷却された圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによってチルド天然ガスストリームを形成する少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ；
ここで、前記チルド前処理ガスストリームは、前記第１の熱交換器に再循環されて、前記天然ガスストリームの少なくとも一部、前記分離天然ガスストリーム、及び前記圧縮再循環ガスストリームの前記第１の部分を含む１以上のプロセスストリームと熱交換し、それによって温められた冷媒ストリームを生成する；及び
前記チルド前処理ガスストリームを液化するように構成された少なくとも１つの液化ユニット
を含む、前記装置。
（付記５）
前記第１の分離デバイスがスクラブカラムであり、前記天然ガスストリームの一部が、ストリッピングガスとして前記スクラブカラムの下部に方向づけられる、付記４に記載の装置。
（付記６）
前記第１の熱交換器内で冷却される前記天然ガスストリームの前記一部が、前記天然ガスストリームの２５質量％～７５質量％である、付記４又は付記５に記載の装置。
（付記７）
前記少なくとも１つの液化ユニットが、
１つ以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化ユニット、
少なくとも３つの並列ＳＭＲ液化ユニット、又は
１つ以上のエキスパンダベース液化モジュールであって、
１つ以上の窒素ガスエキスパンダベース液化モジュール若しくは
１つ以上の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール、
を含むエキスパンダベース液化モジュール
を含む、付記４～６のいずれか１項に記載の装置。
（付記８）
前記少なくとも１つの圧縮機が、少なくとも２つの並列に配置された圧縮機を含み、前記少なくとも２つの並列に配置された圧縮機の１つが、前記天然ガスエキスパンダによって駆動される、付記４～７のいずれか１項に記載の装置。
（付記９）
天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
前記天然ガスストリームの一部を第１の熱交換器内で冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成すること；
前記冷却された天然ガスストリームと前記天然ガスストリームを混ぜ合わせて、混合天然ガスストリームを生成すること；
分離器内で前記混合天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成すること；
前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成すること；
前記オーバヘッドストリームを冷却及び分離して再循環ガスストリームを形成すること；
前記再循環ガスストリームを再循環圧縮機内で圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成すること；
前記圧縮再循環ガスストリームの第１の部分を方向づけて前記第１の熱交換器の中を通して、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成すること；
前記冷却された圧縮再循環ストリームをカラム還流ストリームとして前記分離器へ方向づけること；
前記分離天然ガスストリームの圧力及び温度を圧力低減デバイス内で下げること；
前記分離天然ガスストリームを前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用し、それによって前処理天然ガスストリームを生成すること；
前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を前記前処理天然ガスストリームと混ぜ合わせること；
前 記前処理天然ガスストリームを供給圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）の圧力まで圧縮して、圧縮天然ガスストリームを形成すること；
前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された高圧ガスストリームを形成すること；及び
前記冷却された高圧ガスストリームを液化してＬＮＧを形成すること
を含む、前記方法。
（付記１０）
前記第１の熱交換器内で冷却される前記天然ガスストリームの前記部分が、前記天然ガスストリームの２５質量％～７５質量％である、付記９に記載の方法。
（付記１１）
前記冷却された高圧ガスストリームの液化が、
１つ以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化ユニットと、
少なくとも３つの並列ＳＭＲ液化ユニットと、
１つ以上のエキスパンダベース液化モジュールであって、
１つ以上の窒素ガスエキスパンダベース液化モジュール、又は
１つ以上の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール、
を含むエキスパンダベース液化モジュールと、
のうちの１つで行なわれる、付記９又は付記１０に記載の方法。
（付記１２）
前記圧力低減デバイスがジュール・トムソン弁である、付記９～１１のいずれか１項に記載の方法。
（付記１３）
さらに、
前記冷却された高圧ガスストリームを液化する前に、エキスパンダ内で前記冷却された高圧ガスストリームを膨張させること
を含む、付記９～１２のいずれか１項に記載の方法。
（付記１４）
さらに、
前記圧縮天然ガスストリームを冷却する前に、追加圧縮機内で前記圧縮天然ガスストリームを圧縮すること
を含む、付記１３に記載の方法。
（付記１５）
天然ガスストリームの液化装置であって、
前記天然ガスストリームの一部を冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成する第１の熱交換器；
前記冷却された天然ガスストリームと混ぜ合わせた前記天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成するように構成された第１の分離デバイス、ここで、前記第１の熱交換器は、前記分離天然ガスストリームを部分的に凝縮して、部分的に凝縮された天然ガスストリームを形成する；
前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成する第２の分離デバイス；
それぞれ、前記オーバヘッドストリームを冷却及び分離して、再循環ガスストリームを形成する、第１の冷却ユニット及び第３の分離デバイス；
前記再循環ガスストリームを圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成する再循環圧縮機；
ここで、前記圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が、前記第１の熱交換器の中を通されて、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成し、この冷却された圧縮再循環ストリームは、還流ストリームとして前記第１の分離器へ方向づけられる；
前記分離天然ガスストリームの圧力及び温度を下げる圧力低減デバイス、ここで、前記分離天然ガスストリームは、前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによってそこから前処理天然ガスストリームが生成される；
前記前処理天然ガスストリーム及び前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を少なくとも１，５００ｐｓｉａの圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する供給圧縮機；
前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された高圧ガスストリームを形成する第２の冷却ユニット；及び
前記冷却された高圧ガスストリームを液化するように構成された少なくとも１つの液化ユニット
を含む、前記装置。
（付記１６）
前記第１の熱交換器内で冷却される前記天然ガスストリームの前記一部が、前記天然ガスストリームの２５質量％～７５質量％である、付記１５に記載の装置。
（付記１７）
前記少なくとも１つの液化ユニットが、
１つ以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化ユニット、
少なくとも３つの並列ＳＭＲ液化ユニット、又は
１つ以上のエキスパンダベース液化モジュールであって、
１つ以上の窒素ガスエキスパンダベース液化モジュール、若しくは
１つ以上の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール
を含むエキスパンダベース液化モジュール、
を含む、付記１５又は付記１６に記載の装置。
（付記１８）
前記圧力低減デバイスがジュール・トムソン弁である、付記１５～１７のいずれか１項に記載の装置。
（付記１９）
さらに、
前記冷却された高圧ガスストリームを前記少なくとも１つの液化ユニット内で液化する前に、前記冷却された高圧ガスストリームを膨張させるように構成されたエキスパンダ
を含む、付記１５～１８のいずれか１項に記載の装置。
（付記２０）
さらに、
前記圧縮天然ガスストリームを第２の冷却ユニット内で冷却する前に、前記圧縮天然ガスストリームを圧縮するように構成された追加圧縮機
を含む、付記１９に記載の装置。

Claims (10)

1. 天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
   前記天然ガスストリームの一部を第１の熱交換器内で冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成すること；
   前記冷却された天然ガスストリームと前記天然ガスストリームを混ぜ合わせて、混合天然ガスストリームを生成すること；
   分離器内で前記混合天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成すること；
   前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成すること；
   前記オーバヘッドストリームを冷却し、それから液体を分離して再循環ガスストリームを形成すること；
   前記再循環ガスストリームを再循環圧縮機内で圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成すること；
   圧縮再循環ガスストリームの第１の部分を方向づけて前記第１の熱交換器の中を通し、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成すること；
   前記冷却された圧縮再循環ストリームをカラム還流ストリームとして前記分離器へ方向づけること；
   前記分離天然ガスストリームを前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用し、それによって前処理天然ガスストリームを生成すること；
   前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を前記前処理天然ガスストリームと混ぜ合わせること；
   前記前処理天然ガスストリームを少なくとも１つの圧縮機内で、少なくとも１，５００ｐｓｉａの圧力まで圧縮して、圧縮天然ガスストリームを形成すること；
   前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成すること；
   少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ内で、２，０００ｐｓｉａ未満であり、かつ前記少なくとも１つの圧縮機が前記前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで前記冷却された圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによってチルド前処理ガスストリームを形成すること；
   前記チルド前処理ガスストリームを再循環させて、前記天然ガスストリームの少なくとも一部、前記分離天然ガスストリーム、及び前記圧縮再循環ガスストリームの前記第１の部分を含む１以上のプロセスストリームと熱交換させ、それによって温められた冷媒ストリームを生成すること；及び
   前記温められた冷媒ストリームを液化してＬＮＧを形成すること
   を含み、
   前記温められた冷媒ストリームの液化が、
   １つ以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化ユニットと、
   少なくとも３つの並列ＳＭＲ液化ユニットと、
   １つ以上のエキスパンダベース液化モジュールであって、
   １つ以上の窒素ガスエキスパンダベース液化モジュール、又は
   １つ以上の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール
   を含むエキスパンダベース液化モジュールと、
   のうちの１つにおいて行なわれる
   前記方法。
2. 前記少なくとも１つの圧縮機が、少なくとも２つの並列に配置された圧縮機を含み、前記少なくとも２つの並列に配置された圧縮機の１つが、前記ワーク生成天然ガスエキスパンダによって駆動される、請求項１に記載の方法。
3. 天然ガスストリームの液化装置であって、
   前記天然ガスストリームの一部を冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成する第１の熱交換器；
   前記冷却された天然ガスストリームと混ぜ合わせた前記天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成するように構成された第１の分離デバイス、ここで、前記第１の熱交換器は、前記分離天然ガスストリームを部分的に凝縮して、部分的に凝縮された天然ガスストリームを形成する；
   前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成する第２の分離デバイス；
   前記オーバヘッドストリームを冷却及び分離して再循環ガスストリームを形成する第１の冷却ユニット及び第３の分離デバイス；
   前記再循環ガスストリームを圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成する再循環圧縮機；
   ここで、前記圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が方向づけられて第１の熱交換器の中を通されて、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成し、この冷却された圧縮再循環ストリームは、還流ストリームとして前記第１の分離デバイスへ方向づけられ、前記分離天然ガスストリームは、前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによって前処理天然ガスストリームを生成する；
   前記前処理天然ガスストリーム及び前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を少なくとも１，５００ｐｓｉａの圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する少なくとも１つの圧縮機；
   前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された圧縮天然ガスストリームを形成する第２の冷却ユニット；
   ２，０００ｐｓｉａ未満であり、かつ前記少なくとも１つの圧縮機が前記前処理天然ガスストリームを圧縮する圧力以下である圧力まで前記冷却された圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによってチルド前処理ガスストリームを形成する少なくとも１つのワーク生成天然ガスエキスパンダ；
   ここで、前記チルド前処理ガスストリームは、前記第１の熱交換器に再循環されて、前記天然ガスストリームの少なくとも一部、前記分離天然ガスストリーム、及び前記圧縮再循環ガスストリームの前記第１の部分を含む１以上のプロセスストリームと熱交換し、それによって温められた冷媒ストリームを生成する；及び
   前記チルド前処理ガスストリームから得られた温められた冷媒ストリームを液化するように構成された少なくとも１つの液化ユニット
   を含み、
   前記第１の分離デバイスがスクラブカラムであり、前記天然ガスストリームの一部が、ストリッピングガスとして前記スクラブカラムの下部に方向づけられる
   前記装置。
4. 前記第１の熱交換器内で冷却される前記天然ガスストリームの前記一部が、前記天然ガスストリームの２５質量％～７５質量％である、請求項３に記載の装置。
5. 前記少なくとも１つの液化ユニットが、
   １つ以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化ユニット、
   少なくとも３つの並列ＳＭＲ液化ユニット、又は
   １つ以上のエキスパンダベース液化モジュールであって、
   １つ以上の窒素ガスエキスパンダベース液化モジュール若しくは
   １つ以上の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール、
   を含むエキスパンダベース液化モジュール
   を含む、請求項３又は４に記載の装置。
6. 前記少なくとも１つの圧縮機が、少なくとも２つの並列に配置された圧縮機を含み、前記少なくとも２つの並列に配置された圧縮機の１つが、前記ワーク生成天然ガスエキスパンダによって駆動される、請求項３～５のいずれか１項に記載の装置。
7. 天然ガスストリームから液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
   前記天然ガスストリームの一部を第１の熱交換器内で冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成すること；
   前記冷却された天然ガスストリームと前記天然ガスストリームを混ぜ合わせて、混合天然ガスストリームを生成すること；
   分離器内で前記混合天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成すること；
   前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成すること；
   前記オーバヘッドストリームを冷却及び分離して再循環ガスストリームを形成すること；
   前記再循環ガスストリームを再循環圧縮機内で圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成すること；
   前記圧縮再循環ガスストリームの第１の部分を方向づけて前記第１の熱交換器の中を通して、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成すること；
   前記冷却された圧縮再循環ストリームをカラム還流ストリームとして前記分離器へ方向づけること；
   前記分離天然ガスストリームの圧力及び温度を圧力低減デバイス内で下げること；
   前記分離天然ガスストリームを前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用し、それによって前処理天然ガスストリームを生成すること；
   前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を前記前処理天然ガスストリームと混ぜ合わせること；
   前記前処理天然ガスストリームを供給圧縮機内で少なくとも１，５００ｐｓｉａの圧力まで圧縮して、圧縮天然ガスストリームを形成すること；
   前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された高圧ガスストリームを形成すること；及び
   前記冷却された高圧ガスストリームを液化してＬＮＧを形成すること
   を含み、
   前記第１の熱交換器内で冷却される前記天然ガスストリームの前記一部が、前記天然ガスストリームの２５質量％～７５質量％である、
   前記方法。
8. 前記冷却された高圧ガスストリームの液化が、
   １つ以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化ユニットと、
   少なくとも３つの並列ＳＭＲ液化ユニットと、
   １つ以上のエキスパンダベース液化モジュールであって、
   １つ以上の窒素ガスエキスパンダベース液化モジュール、又は
   １つ以上の供給ガスエキスパンダベース液化モジュール、
   を含むエキスパンダベース液化モジュールと、
   のうちの１つで行なわれる、請求項７に記載の方法。
9. さらに、前記冷却された高圧ガスストリームを液化する前に、エキスパンダ内で前記冷却された高圧ガスストリームを膨張させること
   を含み、
   さらに、前記圧縮天然ガスストリームを冷却する前に、追加圧縮機内で前記圧縮天然ガスストリームを圧縮することを含む、
   請求項７又は８に記載の方法。
10. 天然ガスストリームの液化装置であって、
    前記天然ガスストリームの一部を冷却して、冷却された天然ガスストリームを生成する第１の熱交換器；
    前記冷却された天然ガスストリームと混ぜ合わせた前記天然ガスストリームから重質炭化水素を除去し、それによって分離天然ガスストリーム及び分離器下部ストリームを生成するように構成された第１の分離デバイス、ここで、前記第１の熱交換器は、前記分離天然ガスストリームを部分的に凝縮して、部分的に凝縮された天然ガスストリームを形成する；
    前記分離器下部ストリームから液体を分離してオーバヘッドストリームを形成する第２の分離デバイス；
    それぞれ、前記オーバヘッドストリームを冷却及び分離して、再循環ガスストリームを形成する、第１の冷却ユニット及び第３の分離デバイス；
    前記再循環ガスストリームを圧縮して、圧縮再循環ガスストリームを形成する再循環圧縮機；
    ここで、前記圧縮再循環ガスストリームの第１の部分が、方向づけられて前記第１の熱交換器の中を通されて、それから冷却された圧縮再循環ストリームを形成し、この冷却された圧縮再循環ストリームは、還流ストリームとして前記第１の分離デバイスへ方向づけられる；
    前記分離天然ガスストリームの圧力及び温度を下げる圧力低減デバイス、ここで、前記分離天然ガスストリームは、前記第１の熱交換器内で冷却剤として使用され、それによってそこから前処理天然ガスストリームが生成される；
    前記前処理天然ガスストリーム及び前記圧縮再循環ガスストリームの第２の部分を少なくとも１，５００ｐｓｉａの圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する供給圧縮機；
    前記圧縮天然ガスストリームを冷却して、冷却された高圧ガスストリームを形成する第２の冷却ユニット；及び
    前記冷却された高圧ガスストリームを液化するように構成された少なくとも１つの液化ユニット、
    を含み、
    前記第１の熱交換器内で冷却される前記天然ガスストリームの前記一部が、前記天然ガスストリームの２５質量％～７５質量％である、
    前記装置。

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