KR20180094077A - 액체 질소를 저장하는 lng 운반선에서의 천연 가스 액화 방법 - Google Patents

액체 질소를 저장하는 lng 운반선에서의 천연 가스 액화 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20180094077A
KR20180094077A KR1020187020156A KR20187020156A KR20180094077A KR 20180094077 A KR20180094077 A KR 20180094077A KR 1020187020156 A KR1020187020156 A KR 1020187020156A KR 20187020156 A KR20187020156 A KR 20187020156A KR 20180094077 A KR20180094077 A KR 20180094077A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
gas stream
natural gas
lng
liquefaction
liquefaction line
Prior art date
Application number
KR1020187020156A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102116718B1 (ko
Inventor
프릿츠 주니어 피어
도날드 제이. 빅토리
Original Assignee
엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 filed Critical 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니
Publication of KR20180094077A publication Critical patent/KR20180094077A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102116718B1 publication Critical patent/KR102116718B1/ko

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/005—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by expansion of a gaseous refrigerant stream with extraction of work
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
    • B63B21/507—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers with mooring turrets
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
    • B63B27/30—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures
    • B63B27/34—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures using pipe-lines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J3/00—Driving of auxiliaries
    • B63J3/04—Driving of auxiliaries from power plant other than propulsion power plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0012—Primary atmospheric gases, e.g. air
    • F25J1/0015—Nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/007—Primary atmospheric gases, mixtures thereof
    • F25J1/0072—Nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0204—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow SCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0221—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0221—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop
    • F25J1/0223—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop in combination with the subsequent re-vaporisation of the originally liquefied gas at a second location to produce the external cryogenic component
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F25J1/0278—Unit being stationary, e.g. on floating barge or fixed platform
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/42—Nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/60—Natural gas or synthetic natural gas [SNG]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/62—Liquefied natural gas [LNG]; Natural gas liquids [NGL]; Liquefied petroleum gas [LPG]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/42—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F25J2240/12—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream the fluid being nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/14—External refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/16—External refrigeration with work-producing gas expansion loop with mutliple gas expansion loops of the same refrigerant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/72—Processing device is used off-shore, e.g. on a platform or floating on a ship or barge

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

액화 천연 가스(LNG)의 생산 방법. 천연 가스 스트림은 액화선으로 이송된다. 천연 가스 스트림은, 천연 가스 스트림과 액체 질소 스트림 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 상기 액화선에서 액화시켜, 액화 질소 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시킴으로써, 가온된 질소 가스 스트림, 및 LNG를 포함하는 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림을 형성한다. 액화선은 액체 질소만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함한다.

Description

액체 질소를 저장하는 LNG 운반선에서의 천연 가스 액화 방법
관련 특허원들에 대한 상호 참조
본 출원은 2015년 12월 14일자로 출원되고 발명의 명칭이 액체 질소를 저장하는 LNG 운반선에서의 천연 가스 액화 방법인 미국 가특허원 제62/266,983호의 이익을 주장하며, 이의 전문은 인용에 의해 본원에 포함된다.
본 출원은, 발명의 명칭이 "액화 질소를 사용하여 액화 천연 가스로부터 질소를 분리하기 위한 방법 및 시스템"인 미국 가특허원 제62/266,976호, 발명의 명칭이 "액체 질소로 보강된, 팽창기-기반 LNG 생산 방법"인 미국 가특허원 제62/266,979 및 발명의 명칭이 "고압 압축 및 팽창에 의한 천연 가스의 사전냉각"인 미국 가특허원 제62/622,985호에 관한 것으로, 이들 모두 본원과 공통의 발명자 및 양수인을 가지며 동일한 날짜에 출원되었으며, 이들의 기재사항은 전문이 인용에 의해 본원에 포함된다.
기술분야
본 발명은 일반적으로 액화 천연 가스(LNG) 형성을 위한 천연 가스 액화 분야에 관한 것이다. 보다 구체적으로는, 본 발명은 천연 가스의 연안 및/또는 원거리 공급원으로부터의 LNG의 생산 및 이송에 관한 것이다.
이 섹션은 본 발명과 관련될 수 있는 당업계의 다양한 양태들을 소개하기 위한 것이다. 이러한 논의는 본 발명의 특정 양태들에 대한 더 나은 이해를 돕기 위한 체계를 제공하기 위한 것이다. 따라서, 이 섹션은 이러한 관점에서 읽어야 하며 반드시 선행 기술을 용인하는 것으로 읽으면 안된다는 것을 이해해야 한다.
LNG는 천연 가스가 풍부하게 공급되는 지역으로부터 천연 가스 수요가 많은 먼 지역으로 천연 가스를 공급하기 위한 급속 성장 중인 수단이다. 종래의 LNG 사이클은 a) 천연 가스 자원을 초기 처리하여, 물, 황 화합물 및 이산화탄소와 같은 오염물을 제거하는 단계; b) 자체 냉동(self-refrigeration), 외부 냉동(external refrigeration), 희박 오일(lean oil) 등을 포함하는 각종 가능한 방법에 의해 프로판, 부탄, 펜탄 등과 같은 여러 중질 탄화수소 가스를 분리하는 단계; c) 외부 냉동에 의해 천연 가스를 실질적으로 냉동하여 대기압에서 또는 대기압 근처에서 약 -160℃에서 액화 천연 가스를 형성하는 단계; d) 이러한 목적을 위해 설계된 선박 또는 탱커 내의 LNG 제품을 시장 위치로 이송하는 단계; 및 e) 재가스화(regasification) 플랜트에서 LNG를, 천연 가스 소비자에게 분배될 수 있는 가압된 천연 가스로 재가압 및 재가스화시키는 단계를 포함한다. 종래의 LNG 사이클의 단계 (c)는 대개 실질적인 탄소 및 다른 방출물을 방출하는 대형 가스 터빈 구동기에 의해 동력을 공급받는 대형 냉동 압축기(refrigeration compressor)의 사용을 필요로 한다. 수십억 미국 달러의 대규모 자본 투자와 광범위한 사회 기반시설이 액화 플랜트의 일부로서 요구된다. 종래의 LNG 사이클의 단계 (e)는 일반적으로, 극저온 펌프(cryogenic pump)를 사용하여 요구되는 압력으로 LNG를 재가압하고 이어서 LNG를 재가스화하여, 중간 유체를 통하지만 궁극적으로는 해수와 열교환함으로써 또는 천연 가스의 일부를 연소시켜 LNG를 가열 및 재가스화시킴으로써, 가압된 천연 가스를 형성하는 것을 포함한다. 일반적으로, 극저온 LNG의 이용 가능한 엑서지(exergy)는 활용되지 않는다.
LNG를 생산하기 위한 비교적 새로운 기술은 부유식 LNG(floating LNG)(FLNG)로 알려져 있다. FLNG 기술은 바지선이나 선박과 같은 부유식 구조물에 가스 처리 및 액화 설비를 건설하는 것을 포함한다. FLNG는 해안에 가스 파이프라인을 건설하는 것이 경제적으로 불가능한 연안 좌초 가스(stranded gas)를 수익화(monetizing)하기 위한 기술 솔루션이다. 또한 FLNG는 멀리 있고/있거나 환경적으로 민감하고/하거나 정치적으로 어려운 지역에 위치한 육상 및 근해 가스전을 위해 점차 고려되고 있다. 이 기술은 생산 현장에서 환경 풋프린트(environmental footprint)가 더 적다는 점에서 종래의 육상 LNG보다 확실한 이점을 갖고 있다. 또한 LNG 설비의 대부분은 조선소에서 더 낮은 노동률과 저하된 실행 위험(execution risk)으로 건설되기 때문에, 이 기술은 더 빠르고 더 저렴한 비용으로 프로젝트를 제공할 수 있다.
FLNG는 종래의 육상 LNG에 비해 여러 장점이 있기는 하지만, 이 기술의 적용에는 중요한 기술적 과제가 남아있다. 예를 들면, FLNG 구조는 육상 LNG 플랜트에서 사용할 수 있는 영역의 1/4 미만인 영역에서도 동일한 수준의 가스 처리 및 액화를 제공해야 한다. 이러한 이유로, 액화 설비의 커패시티(capacity)를 유지하면서 FLNG 플랜트의 풋프린트를 줄이는 기술을 개발하여 전체 프로젝트 비용을 절감할 필요가 있다. 풋프린트를 줄이는 한 가지 유망한 수단은 FLNG 플랜트에서 사용되는 액화 기술을 수정하는 것이다. 공지된 액화 기술은 단일 혼합 냉매(single mixed refrigerant)(SMR) 공정, 이중 혼합 냉매(dual mixed refrigerant)(DMR) 공정, 및 팽창기-기반(expander-based) (또는 팽창) 공정을 포함한다. 팽창기-기반 공정에는 FLNG 프로젝트에 적합한 여러 이점이 있다. 가장 중요한 이점은, 이 기술이 외부 탄화 수소 냉매를 필요로 하지 않고도 액화를 제공한다는 점이다. 프로판 저장과 같은 액체 탄화수소 냉매 인벤토리(inventory)를 제거하면 FLNG 프로젝트에서 특히 심각한 안전 문제가 크게 줄어든다. 혼합 냉매 공정과 비교한 팽창기-기반 공정의 추가의 이점은, 팽창기 기반 공정이 주(main) 냉매가 가스 상(phase)에 주로 남아 있기 때문에 연안 움직임에 덜 민감하다는 점이다.
팽창기-기반 공정은 이점이 있지만, 이 기술을 년간 2백만톤(MTA)이 넘는 LNG 생산을 갖는 FLNG 프로젝트에 적용하는 것은 혼합 냉매 공정을 사용하는 것보다 덜 매력적인 것으로 입증되었다. 공지된 팽창기 기반 공정 트레인(train)의 커패시티는 통상적으로 1.5MTA 미만이다. 반면, 프로판-사전냉각 공정 또는 이중 혼합 냉매 공정과 같은 혼합 냉매 공정 트레인은 5MTA를 초과하는 트레인 커패시티를 가질 수 있다. 냉매가 모든 공정에 걸쳐 증기 상태로 유지되고 냉매는 이의 현열(sensible heat)을 통해 에너지를 흡수하므로, 팽창기-기반 공정 트레인의 크기는 제한적이다. 이러한 이유로, 냉매 체적 유량은 공정 전반에 걸쳐 크며, 열교환기 및 배관(piping)의 크기는 혼합 냉매 공정에 사용되는 것보다 비례적으로 더 크다. 게다가, 압신기(compander) 마력 크기의 한계는, 팽창기-기반 공정 트레인의 커패시티가 증가함에 따라 병렬 회전 기계를 초래한다. 팽창기-기반 공정을 사용하는 FLNG 프로젝트의 생산 속도는 다중 팽창기-기반 트레인이 허용되는 경우 2MTA를 초과할 수 있다. 예를 들면, 6MTA FLNG 프로젝트의 경우, 요구되는 생산의 달성에는 6개 이상의 병렬 팽창기-기반 공정 트레인이 충분할 수 있다. 그러나, 다중 팽창기 트레인에 의해 장비 수, 복잡성 및 비용이 모두 증가한다. 또한, 혼합 냉매 공정과 비교하여, 팽창기-기반 공정의 가정된 공정 단순화는, 팽창기-기반 공정에는 여러 트레인들이 필요한 반면 혼합 냉매 공정은 1 또는 2개의 트레인으로 필요한 생산 속도를 얻을 수 있는지에 의문을 제기하기 시작한다. 이러한 이유로, 높은 LNG 생산 커패시티를 달성하면서도 팽창기-기반 공정의 이점을 갖는 FLNG 액화 공정을 개발할 필요가 있다. 추가로, 선박 움직임이 가스 처리 및 LNG 선적 및 하역에서 겪는 어려움을 보다 잘 취급할 수 있는 FLNG 기술 솔루션을 개발할 필요가 있다.
LNG가 생산되면, 이는 통상적으로 LNG 선박에서 시장으로 이동해야 한다. 육상 LNG 설비의 경우, LNG를 선박으로 이송하는 것은 항구와 같은 보호된 물(sheltered water)에서 또는 보다 온화한 환경 조건의 정박지(berth)에서 이루어진다. 종종 FLNG는 LNG가 더 개방된 물(more open water)에서 이송될 것을 요구한다. 개방된 물(open water)에서, LNG 상선으로의 LNG 이송을 위한 설계 솔루션은 보다 제한적이고 비싸다. 또한, FLNG 설비에 대한 탱커의 해상 작업은 직렬식 또는 병렬식인 탱커의 개방된 물 정박(open-water berthing)과 같이 더욱 복잡해질 수 있다. 해양 조건에 대한 설계가 더욱 엄격해짐에 따라 설계 옵션은 더 제한적이고 종종 더 비싸게 된다. 이러한 이유로, 보다 어려운 해양(ocean) 또는 대양(metocean) 조건에서 LNG의 이송을 더 잘 취급할 수 있는 FLNG 기술 솔루션을 개발할 필요가 있다.
Mandrin의 미국 특허 제5,025,860호에는 부유식 생산 유닛(FPU)을 사용하여 생산되고 처리되는 FLNG 기술이 개시되어 있다. 처리된 천연 가스는 FPU 상에서 압축되어 고압 천연 가스를 형성한다. 고압 천연 가스는 고압 파이프라인을 통해 액화선(liquefaction vessel)으로 이송되며 이때 가스는 냉각되거나 해수와의 간접 열교환을 통해 추가로 냉각될 수 있다. 고압 천연 가스는 액화선 상의 천연 가스의 팽창에 의해 냉각되고 부분적으로 LNG로 응축된다. LNG는 액화선 내의 탱크에 저장된다. 응축되지 않은 천연 가스는 회수 저압 가스 파이프라인을 통해 FPU로 회수된다. Mandrin의 발명에는, 액화선에 가스 터빈, 압축기 또는 기타 냉매 시스템이 없으므로 액화선에서 최소한의 공정 장비가 사용된다는 이점이 있다. 그러나, Mandrin의 발명에는, 이의 적용을 제한하는 중요한 단점이 있다. 예를 들면, 천연 가스의 액화는 자동-냉동(auto-refrigeration)에 크게 의존하므로, 하나 이상의 냉매 스트림을 사용하는 공지된 액화 공정과 비교할 때, 선박에서의 액화 공정은 불량한 열역학적 효율을 갖는다. 또한, 회수 가스 파이프라인의 필요성은 부유 구조물들 사이의 유체 전달의 복잡성을 상당히 증가시킨다. FPU와 액화선 사이의 2종 이상의 유체 파이프라인의 연결 및 분리는 파도 및 기타 심각한 대양 조건에 노출된 개방된 물에서는 불가능하지는 않더라도 어려울 것이다.
Prible 등의 미국 특허 출원 공보 제2003/0226373호에는 천연 가스가 FPU에서 생산 및 처리되는 FLNG 기술이 개시되어 있다. 처리된 천연 가스는 파이프라인을 통해 액화선으로 이송된다. 처리된 천연 가스는, 팽창기-기반 액화 공정의 적어도 하나의 가스 상 냉매와의 간접 열 교환에 의해 액화선에서 LNG로 냉각 및 응축된다. 팽창기-기반 액화 공정의 팽창기, 부스터 압축기 및 열교환기는, 팽창기-기반 액화 공정의 재순환 압축기가 FPU에 장착되는 동안 액화선의 최상부에 장착된다. 팽창기-기반 공정의 적어도 하나의 가스 상 냉매는 가스 파이프라인을 통해 부유체들(floaters) 사이에서 이송된다. Prible 등의 발명은 Mandrin의 발명보다 훨씬 더 효율적인 액화 공정을 사용한다는 이점이 있으나, 부유체들 사이에 다수의 가스 파이프라인 연결을 사용하면 어려운 대양 조건에서 이 기술을 적용하는 것이 제한된다.
Shivers 등의 미국 특허 제8,646,289호에는 일반적으로 도 1에 번호 100으로 도시되어 있는 FPU를 사용하여 천연 가스가 생산 및 처리되는 FLNG 기술이 개시되어 있다. FPU(100)는, 물, 중질 탄화수소, 및 사워 가스(sour gas)를 제거하여, 생산된 천연 가스를 액화에 적합하게 만드는 가스 처리 장비를 포함한다. 또한 FPU는 처리된 천연 가스를, 액화선으로 이송되기 전에 사전냉각하기 위한 이산화탄소 냉동 유닛을 포함한다. 사전냉각된 처리된 천연 가스는, 액화선(102)에 연결되고 재연결될 수 있는 계류된 부유식의 분리형 터릿(moored floating disconnectable turret)(104)을 통해 액화선(102)로 이송된다. 처리된 천연 가스는, 이중 연료 디젤 전기 주요 발전 장치일 수 있는 발전 장치(108)에 의해 동력을 공급받는 액화 유닛(110)을 사용하여 탑재된 액화선(102)에서 액화된다. 액화선(102)의 액화 유닛(110)은 FPU(100)로부터 처리되고 사전냉각된 천연 가스를 액화시키기 위한 이중 질소 팽창 공정 장비를 포함한다. 이중 질소 팽창 공정은 동일하거나 거의 동일한 낮은 압력으로 팽창되는 온 질소 루프(warm nitrogen loop) 및 냉 질소 루프(cold nitrogen loop)를 포함한다. 이중 질소 팽창 공정의 압축기는 발전 장치(108)에 의해 동력을 공급받는 모터에 의해 구동되며, 상기 장치는 또한 액화선(102)의 추진(propulsion)을 위한 동력을 제공할 수 있다. 액화선(102)이, 처리된 천연 가스가 LNG로 충분히 선적되도록 처리되는 경우, 부유식 터릿(floating turret)(104)은 액화선으로부터 분리되며, 액화선은 양호한 대양 조건(benign metocean condition)에 위치한 이송 터미널(도시되지 않음)로 이동할 수 있으며, 여기서 LNG가 액화선으로부터 하역되어 LNG 상선으로 선적된다. 또는, 완전히 선적된 액화선(102)은 LNG를 임포트 터미널(import terminal)(도시되지 않음)로 직접 운반할 수 있으며, 여기서 LNG는 하역되어 재가스화된다.
미국 특허 제8,646,289호에 개시되어 있는 FLNG 기술 솔루션은 생산, 가스 처리, 액화 및 LNG 저장에 하나의 부유 구조물이 사용되는 종래의 FLNG 기술에 비해 여러 이점을 갖는다. 개시된 기술은, FPU로부터 이송 선박로의 LNG 이송이 요구되지 않기 때문에 극심한 대양 조건에서 신뢰성 있는 작업을 제공하는 주요 이점을 갖는다. 게다가, 액화선 기술을 갖는 전술된 FPU와는 달리, 이 기술은 FPU와 액화선 사이에 단 하나의 가스 파이프라인을 필요로 한다. 이 기술은, 액화 공정의 대부분이 최상부면에서는 일어나지 않기 때문에, FPU의 필요한 크기를 줄이고 FPU에 지속적으로 존재해야 하는 인력을 줄인다는 추가의 이점이 있다. 이 기술은, 다수의 계류된 부유식의 분리형 터릿들을 사용함으로써 다수의 액화선이 단일 FPU에 연결될 수 있기 때문에, 추가의 팽창기-기반 액화 공정을 사용하는 경우에도 LNG의 생산 커패시티를 향상시킬 수 있다는 추가 이점이 있다.
미국 특허 제8,646,289호에 개시되어 있는 FLNG 기술 솔루션은 또한 이의 적용을 제한할 수 있는 여러 문제점 및 한계를 갖는다. 예를 들면, 액화선은, 탑재된 전력 요구량이 크게 증가하고 추진 시스템이 변경되기 때문에, 종래의 LNG 운반선보다 훨씬 비쌀 수 있다. 각각의 액화선에는 천연 가스를 액화시키기에 충분한 발전 장치가 갖추어져 있어야 한다. 2MTA의 LNG를 액화시키기 위해서는 대략 80 내지 100MW의 압축력이 필요하다. 이 기술은, 이중 연료 디젤 발전 장치를 사용하여 추진력(propulsion power) 및 액화력(liquefaction power)을 제공함으로써 액화선의 설치 전력량을 제한하는 것을 제안한다. 그러나, 이러한 옵션은, LNG 운반선의 전기 추진은 산업계에서 널리 사용되지 않기 때문에 비용을 약간 줄일 것으로만 예상된다. 게다가, 요구되는 설치 전력량은 종래의 LNG 운반선의 추진에 필요한 것보다 여전히 3 내지 4배 더 크다. 요구되는 액화력이 요구되는 추진력과 대략 일치하거나 더 낮아지는 액화선을 갖는 것이 유리할 것이다. 액화 공정이 종래의 LNG 운반선에서 주로 사용되는 것과는 상이한 추진 시스템을 필요로 하지 않는 액화선을 갖는 것이 훨씬 더 유리할 것이다.
미국 특허 제8,646,289호에 개시되어 있는 FLNG 기술 솔루션의 또 다른 한계는 이중 질소 팽창 공정이 각각의 액화선의 생산 커패시티를 대략 2MTA 이하로 제한한다는 것이다. 다수의 액화선(102, 102a, 102b)을 동시에 작동시킴으로써 전체 생산량을 증가시킬 수 있지만(도 1), 이러한 옵션은 작동에 필요한 선박 및 터릿의 수를 증가시킨다. 팽창기-기반 공정의 소형화 및 안전상의 이점을 유지하면서 더 높은 LNG 생산 커패시티를 가능하게 하는 액화 공정을 각각의 액화선에 갖추는 것이 훨씬 더 바람직할 것이다. 140,000입방미터(㎥)의 LNG 저장 커패시티를 갖는 액화선은 매일 LNG 스트림을 지원하여, 4일의 액화선 도착 빈도에서 년간 대략 6MTA의 생산을 초래할 수 있다.
미국 특허 제8,646,289호에 개시되어 있는 FLNG 기술 솔루션의 또 다른 한계는, 이 기술이 액화선의 액화 시스템의 빈번한 스타트업, 셧다운 및 턴다운을 요구하는 단점을 갖는다는 것이다. 이중 질소 팽창 공정은 혼합 냉매 액화 공정보다 우수한 스타트업 및 셧다운 특성을 갖는다. 그러나, 필요한 스타트업 및 셧다운 빈도는, 관심있는 생산 커패시티에서의 이중 질소 팽창 기술에 대한 이전의 경험보다 여전히 훨씬 더 크다. 공정 장비의 열 순환, 뿐만 아니라 빈번한 스타트업 및 셧다운과 관련된 다른 문제는 이 기술의 적용에 대한 새롭고 중대한 위험으로 간주된다. 전체 커패시티 이하로 쉽고 신속하게 증가될 수 있는 액화 공정을 갖는 것이 유리할 것이다. 또한, LNG 생산이 없는 기간 동안 매우 적은 전력 사용으로 액화 공정 장비의 차가운 온도를 유지함으로써 열 순환을 제한시키는 것이 유리할 것이다.
미국 특허 제8,646,289호에 개시되어 있는 FLNG 기술 솔루션의 또 다른 한계는, 이 기술에 대한 요구되는 발전 장치 및 액화 트레인이 액화선의 자본 및 운영 비용을 종래의 LNG 운반선의 통상의 비용보다 상당히 증가시킬 것으로 예상된다는 점이다. 전술된 바와 같이, 액화에 필요한 발전 장치는 선박 추진에 필요한 것보다 3 내지 4배 더 커야 한다. 액화선의 액화 트레인은 종래의 FLNG 구조물과 유사하다. 이러한 이유로, 각각의 액화선이 이의 자체 액화 트레인을 갖추는 것은 종래의 FLNG 구조물에 비해 액화 장비의 자본 투자를 크게 증가시킨다. 이 기술은, 선적된 LNG 액화선이 LNG를 종래의 LNG 운반선에 공급하는 중간 전달 터미널로 이동하는 LNG 가치 사슬(value chain)을 제안함으로써, 액화선의 높은 비용의 영향을 제한시킨다. 이러한 이송 계획은, 액화선의 운반 거리(haul distance)를 단축시키고 이에 따라 필요한 이들 선박의 개수를 줄인다. 그러나, LNG의 화물(cargo)을 덜 비싼 선박으로 이송하지 않고도 LNG를 시장에 내놓는 것이 경제적일 정도로 충분히 저렴한 액화선을 갖는 것이 훨씬 더 바람직할 것이다.
본 발명은 액화 천연 가스(LNG)의 생산 방법을 제공한다. 천연 가스 스트림은 액화선으로 이송된다. 천연 가스 스트림은, 천연 가스 스트림과 액체 질소 스트림 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 액화선에서 액화시켜, 액화 질소 스트림을 적어도 부분적으로 증기화(vaporization)시킴으로써, 가온된 질소 가스 스트림, 및 LNG를 포함하는 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림을 형성한다. 액화선은 액체 질소만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함한다.
또한 본 발명은 천연 가스 스트림을 액화시키기 위한 시스템을 제공한다. 액화선은 액화 천연 가스를 제1 위치로부터 제2 위치로 이송하고 액화 질소(LIN)를 제1 위치로 이송한다. 액화선은 LIN만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함한다. 또한 액화선은 천연 가스 액화선에 저장된 LIN으로부터의 LIN 스트림과 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기를 포함하는 LNG 액화 시스템을 포함하며, 상기 시스템은, 천연 가스 액화선으로 이송되어, LIN 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시킴으로써, 가온된 질소 가스 스트림, 및 LNG를 포함하는 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림을 형성한다. LNG는 제2 위치로 이송되는 천연 가스 액화선에 저장된다.
전술한 내용은 이하의 상세한 설명이 보다 잘 이해될 수 있도록 본 발명의 특징들을 광범위하게 약술하였다. 추가의 특징들이 또한 여기서 설명될 것이다.
본 발명의 이들 및 다른 특징, 양태 및 이점은 이하의 설명, 첨부된 청구범위 및 첨부 도면으로부터 명백해질 것이다.
도 1은 공지된 기술에 따른 LNG 생산의 단순화된 다이어그램이다.
도 2는 본원에 기재된 양태에 따른 LNG 생산의 단순화된 다이어그램이다.
도 3은 본원에 기재된 양태에 따른 LIN-대-LNG 공정 모듈의 개략도이다.
도 4a는 공지된 FLNG 기술의 가치 사슬(value chain)의 단순화된 다이어그램이다.
도 4b는 본원에 기재된 양태에 따른 가치 사슬의 단순화된 다이어그램이다.
도 5는 본원에 기재된 양태에 따른 LNG 생산의 단순화된 다이어그램이다.
도 6은 본원에 기재된 양태에 따른 LNG 생산의 단순화된 다이어그램이다.
도 7은 본원에 기재된 양태에 따른 LNG 생산의 단순화된 다이어그램이다.
도 8은 본원에 기재된 양태에 따른 LIN-대-LNG 공정 장비의 개략도이다.
도 9는 본원에 기재된 양태에 따른 방법을 도시한 흐름도이다.
도면은 단지 예일 뿐이며, 이에 본 발명의 범위를 제한하려는 것은 아님을 유의해야 한다. 추가로, 도면은 일반적으로 축척대로 도시된 것은 아니며, 본 발명의 다양한 양태들을 예시함에 있어 편리하고 명확하게 하기 위해 작성된 것이다.
본원 내용의 원리에 대한 이해를 돕기 위해, 이제 도면들에 도시된 특징들이 참조될 것이며, 특정 언어가 그 설명을 위해 사용될 것이다. 그럼에도 불구하고, 본 발명의 범위를 제한하는 것은 의도되지 않음이 이해될 것이다. 본원에 기재된 바와 같은 임의의 변경과 추가의 수정 및 임의의 추가 출원은 본 발명이 관련된 당업자에게 일반적으로 발생할 수 있는 것으로 간주된다. 명료성을 위해, 본 발명과 관련 없는 몇몇 특징은 도면에 도시되지 않을 수 있다.
처음에, 참조의 용이함을 위해, 본 명세서에서 사용된 특정 용어 및 이 문맥에서 사용되는 이들의 의미가 개시되어 있다. 본원에 사용된 용어가 아래에 정의되어 있지 않은 한, 관련 기술 분야의 숙련가들이 적어도 하나의 인쇄물 또는 발행된 특허에 반영된 용어를 부여한 가장 넓은 정의가 주어져야 한다. 또한, 동일하거나 유사한 목적을 제공하는 모든 등가물, 동의어, 신규 개발 및 용어 또는 기술이 본 청구범위 내에 있는 것으로 간주되므로, 본 기술은 아래에 나타낸 용어의 사용에 의해 제한되지 않는다.
당업자가 인지할 수 있는 바와 같이, 상이한 사람들은 동일한 특징 또는 구성 요소를 상이한 명칭들로 지칭할 수 있다. 이러한 문헌은 명칭만 상이한 구성 요소들과 특징들을 구별하지 않는다. 도면들은 반드시 크기 조정되지는 않는다. 본원의 일부 특징 및 구성 요소는 규모 또는 개략적인 형태로 과장되어 표시될 수 있으며, 종래의 구성 요소들의 일부 세부 사항은 명확성 및 간결성을 위해 표시되지 않을 수 있다. 본원에 기재된 도면들을 참조하면, 단순화를 위해 동일한 도면 부호들이 다수의 도면에서 참조될 수 있다. 다음의 설명 및 청구범위에서, "포함하는(including)" 및 "포함하는(comprising)"이라는 용어는 자유 형식으로 사용되므로 "포함하지만 이에 한정되지 않는" 것을 의미하는 것으로 해석되어야 한다.
관사 "the", "a" 및 "an"은 반드시 하나만을 의미하는 것이 아니라, 임의로 복수의 이와 같은 요소들을 포함하도록 포괄적이며 개방적이다.
본원에서 사용되는 용어 "대략", "약", "실질적으로" 및 유사한 용어들은 본 개시의 주제가 관련된 당업자에 의해 일반적으로 허용되는 사용법과 조화하여 넓은 의미를 갖는 것으로 의도된다. 본 명세서를 검토하는 당업자라면, 이들 용어는 제공된 정확한 숫자 범위로 이들 특징의 범위를 제한하지 않으면서 설명되고 청구된 특정한 특징들의 설명을 허용하기 위한 것임을 이해해야 한다. 따라서, 이들 용어는 설명된 주제의 본질적이지 않거나 중요하지 않은 변경 또는 대안이 기재된 범위 내에 있는 것으로 간주되는 것으로 해석되어야 한다.
용어 "열교환기"는 하나의 물질로부터 다른 물질로 열을 효율적으로 전달 또는 "교환"하도록 설계된 장치를 의미한다. 예시적인 열 교환기 유형은 병류 또는 향류식 열교환기, 간접 열교환기(예를 들면, 나선형(spiral wound) 열교환기, 납땜된 알루미늄 판 핀 유형(brazed aluminum plate fin type)과 같은 판-핀(plate-fin) 열교환기, 쉘 및 튜브 열교환기 등), 직접 접촉식 열교환기, 또는 이들의 여러 조합 등을 포함한다.
용어 "이중 목적 운반선(dual purpose carrier)"은 (a) LIN을 천연 가스 및/또는 LNG를 위한 익스포트 터미널(export terminal)로 이송할 수 있고 (b) LNG를 LNG 임포트 터미널로 이송할 수 있는 선박을 의미한다.
전술된 바와 같이, 종래의 LNG 사이클은 (a) 천연 가스 자원을 초기 처리하여 물, 황 화합물 및 이산화탄소와 같은 오염물을 제거하는 단계; (b) 자체 냉동, 외부 냉동, 희박 오일 등을 포함하는 다양한 방법에 의해 프로판, 부탄, 펜탄, 등과 같은 여러 중질 탄화수소 가스를 분리하는 단계; (c) 외부 냉동에 의해 천연 가스를 실질적으로 냉동하여 대기압에서 또는 대기압 근처에서 약 -160℃에서 액화 천연 가스를 형성하는 단계; (d) 이러한 목적을 위해 설계된 선박 또는 탱커 내의 LNG 생성물을 시장 위치로 이송하는 단계; 및 (e) 재가스화 플랜트에서 LNG를, 천연 가스 소비자에게 분배될 수 있는 가압 천연 가스 스트림으로 재가압 및 재가스화하는 단계를 포함한다. 본 발명은, 액체 질소(LIN)를 냉각재(coolant)로 사용하여 액화 천연 가스(LNG) 이송 선박에서 천연 가스를 액화시키고, 질소 가스의 액화를 가능하게 하기 위한 극저온 LNG의 엑서지를 사용하여, LIN를 형성함으로써, 종래의 LNG 사이클의 단계 (c) 및 (e) 를 변형시키며, 상기 LIN은 자원 위치로 이송될 수 있고 LNG의 생산을 위한 냉동의 공급원으로서 사용될 수 있다. 기재된 LIN-대-LNG 개념은 선박 또는 탱커에서 자원 위치(익스포트 터미널)로부터 시장 위치(임포트 터미널)로의 LNG의 이송 및 시장 위치로부터 자원 위치로의 LIN의 역이송을 추가로 포함할 수 있다 .
본 발명은 적어도 하나의 탱크가 액화 공정에서 사용되는 액체 질소를 독점적으로 저장하고 적어도 하나의 탱크가 LNG를 독점적으로 저장하는 다수의 저장 탱크를 갖는 액화선에서 천연 가스를 액화시키는 방법을 보다 구체적으로 기술한다. 액화에 적합한 처리된 천연 가스는 액화선에 연결되어 재연결될 수 있는 계류된 부유식의 분리형 터릿을 통해 액화선으로 이송될 수 있다. 처리된 천연 가스는, 액체 질소 스트림과 천연 가스 스트림 사이에서 열교환하여 액화 질소 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시키고 천연 가스 스트림을 적어도 부분적으로 응축시키는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 액화선에서 액화될 수 있다. LNG 스트림은 LNG 저장을 위해 예비된 적어도 하나의 탱크 또는 LNG 또는 LIN을 저장하도록 구성된 액화선에 탑재된 다른 탱크 중 하나에서 액화선에 저장될 수 있다.
본 발명의 하나의 양태에서, 천연 가스는 부유식 생산 유닛(FPU)을 사용하여 생산되고 처리될 수 있다. 처리된 천연 가스는, 하나 이상의 액화선에 연결되고 재연결될 수 있는 하나 이상의 계류된 부유식의 분리형 터릿을 통해, FPU로부터 액화선으로 이송될 수 있다. 액화선은 LIN만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함할 수 있다. 처리된 천연 가스는 액체 질소 스트림과 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하여 액화 질소 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시키고 천연 가스 스트림을 적어도 부분적으로 응축시키는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 액화선에서 액화될 수 있다. 액화 천연 가스 스트림은 액화선 내에 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크에 저장될 수 있다. FPU는, 존재하는 경우, 물, 중질 탄화수소, 및 사워 가스와 같은 불순물을 제거하여 생산된 천연 가스를 액화 및/또는 마케팅에 적합하게 만드는 가스 처리 장비를 포함할 수 있다. 또한 FPU는 심해 해수 회수 및 냉각 및/또는 기계적 냉동과 같이 액화선으로 이송되기 전에 처리된 천연 가스를 사전냉각하는 수단을 포함할 수 있다. 이송 탱커에서 LNG가 생산되기 때문에, 생산 현장에서 LNG의 과도한 물 전달이 제거된다.
본 발명의 다른 양태에서, 육상 생산 현장에 위치한 천연 가스 처리 설비는, 생산된 천연 가스를 액화 및/또는 마케팅에 적합하게 만들기 위해, 물, 중질 탄화수소, 및 사워 가스와 같은 천연 가스에 존재하는 임의의 불순물을 제거하는데 사용될 수 있다. 처리된 천연 가스는, 하나 이상의 액화선에 연결되고 재연결될 수 있는 하나 이상의 계류된 부유식의 분리형 터릿 및 파이프라인을 사용하여 연안으로 이송될 수 있다. 처리된 천연 가스는, LIN만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함하는 하나 이상의 액화선으로 이송될 수 있다. 처리된 천연 가스는 LIN 스트림과 처리된 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하여 LIN 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시키고 천연 가스 스트림을 적어도 부분적으로 응축시키는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 액화선 상에서 액화될 수 있다. 이에 따라 생성된 LNG 스트림은 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 또는 LNG 또는 LIN을 저장하도록 구성된 액화선에 탑재된 다른 탱크에 저장될 수 있다. LNG는 이송 선박 역할도 하는 액화선에서 생산되기 때문에, 생산 현장에서 LNG의 과도한 물 전달이 제거된다.
본 발명의 또 다른 양태에서, 육상 천연 가스 처리 설비는 존재하는 경우, 물, 중질 탄화수소, 및 사워 가스와 같은 불순물을 제거하여, 생성된 천연 가스를 액화 및/또는 마케팅에 적합하게 할 수 있다. 처리된 천연 가스는 하나 이상의 정박된(berthed) 액화선에 연결된 가스 로딩 암(loading arm) 및 파이프라인을 통해 해안 근처에서 이송될 수 있다. 종래의 LNG 운반선, LIN 운반기 및/또는 이중 용도 운반기는 액화선으로부터 LNG를 수용하고/하거나 액체 질소를 액화선으로 이송하기 위해 액화선의 옆, 근위 또는 근처에 정박될 수 있다. 액화선은 극저온 로딩 암에 연결되어, 액화선 및/또는 LNG/LIN/이중 목적 운반선 사이의 극저온 유체(cryogenic fluid) 전달을 허용할 수 있다. 액화선은 액체 질소만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함할 수 있다. 처리된 천연 가스는 LIN 스트림과 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하여 액화 질소 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시키고 천연 가스 스트림을 적어도 부분적으로 응축시키는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 액화선에서 액화될 수 있다. 이로써 생성된 LNG 가스 스트림은 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및/또는 LIN 또는 LNG를 저장하도록 구성된 액화선에 탑재된 적어도 하나의 탱크에 저장될 수 있다. 추가의 양태에서, 하나의 영구적으로 도킹(docking)된 액화 선박은 육상으로부터 처리된 천연 가스를 액화시킬 수 있다. 생산된 LNG는 액화선으로부터 하나 이상의 이중 목적 운반선으로 이송될 수 있다. LIN은 하나 이상의 이중 목적 운반선으로부터 액화선으로 이송될 수 있다.
도 2는 본원에 기재된 양태에 따른 부유식 생산 유닛(FPU)(200) 및 액화선(202)을 도시한다. 천연 가스는 FPU(200)상에서 생산되고 처리될 수 있다. FPU(200)는 생성된 천연 가스를 액화 및/또는 마케팅에 적합하게 하기 위해 천연 가스로부터 불순물을 제거하기 위한 가스 처리 장비(204)를 포함할 수 있다. 이러한 불순물은 물, 중질 탄화수소, 사워 가스 등을 포함할 수 있다. FPU는 또한, 액화선으로 이송되기 전에, 처리된 천연 가스를 사전냉각하기 위한 하나 이상의 사전냉각 수단(206)을 포함할 수 있다. 사전냉각 수단(206)은 심해 해수 회수 및 냉각, 기계적 냉동 또는 다른 공지된 기술을 포함할 수 있다. 사전 냉각된 처리된 천연 가스는, FPU(200)로부터, 하나 이상의 액화선에 연결되고 재연결될 수 있는 하나 이상의 계류된 부유식의 분리형 터릿(208) 및 파이프라인(207)을 통해 액화선으로 이송될 수 있다. 액화선(202)은 액체 질소만을 저장하는 LIN 탱크(210)와 LNG만을 저장하는 LNG 탱크(212)를 포함할 수 있다. 액화선(202)은 또한 LIN 또는 LNG를 저장할 수 있는 다목적 탱크(214)를 포함할 수 있다. 사전냉각 처리된 천연 가스는, LIN 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시키고 사전 냉각된 처리 천연 가스 스트림을 적어도 부분적으로 응축시켜 LNG를 형성하기 위해, LIN 스트림(액화선에 저장된 LIN으로부터의)과 사전냉각 처리된 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기를 포함할 수 있는 LIN-대-LNG 공정 모듈(216) 내의 장비를 사용하여 액화선 상에서 액화될 수 있다. 액화선(202)은 또한 액화 공정과 연계된 추가의 유틸리티 시스템(218)을 포함할 수 있다. 유틸리티 시스템(218)은 액화선(202)의 선체(hull) 내에 및/또는 선박의 최상부 상에 위치될 수 있다. LIN-대-LNG 공정 모듈(216)에 의해 생성된 LNG는 LNG 탱크(212) 또는 다목적 탱크(214)에 저장될 수 있다. LNG는 이송 선박로서의 역할을 하는 액화선에서 생산되므로, 생산 현장에서 LNG의 과도한 물 전달이 제거된다. LIN 탱크(210), LNG 탱크(212) 및 다목적 탱크(214)는 각각 다수의 LIN 탱크, 다수의 LNG 탱크 및 다수의 다목적 탱크를 포함할 수 있는 것으로 예상된다.
도 3은 LIN-대-LNG 공정 모듈(216)을 보다 상세하게 도시한 개략도이다. LIN 탱크(210) 또는 조합 탱크들(214) 중 하나로부터의 LIN 스트림(302)은 적어도 하나의 펌프(304)를 통과하여 LIN 스트림(302)의 압력을 증가시켜 고압 LIN 스트림(306)을 생성한다. 고압 LIN 스트림(306)은, 가온된 질소 가스 스트림(312)과 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림(314)을 생성하기 위해, FPU(도시되지 않음)로부터 고압 LIN 스트림(306)과 사전냉각 처리된 천연 가스 스트림(310) 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기(308)를 포함한다. 적어도 하나의 팽창기 서비스(expander service)(316)는 가온된 질소 가스 스트림(312)의 압력을 감소시켜 적어도 하나의 추가 냉각된 질소 가스 스트림(318)을 생성한다. 하나의 양태에서, LIN-대-LNG 공정 모듈(216)은, 적어도 세 개의 가온된 질소 가스 스트림(312a, 312b, 312c)의 압력을 낮춰서 적어도 세 개의 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(318a, 318b, 318c)을 생성하는 적어도 세 개의 팽창기 서비스를 포함할 수 있다. 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(318a, 318b, 318c)은 적어도 하나의 열교환기(308)에서 천연 가스 스트림(310)과 열교환하여, 가온된 질소 가스 스트림(312b, 312c, 312d)을 형성할 수 있다. 적어도 하나의 팽창기 서비스(316)는 전력을 생성하기 위해 적어도 하나의 발전기와 연결될 수 있거나, 적어도 하나의 팽창기 서비스는 가온된 질소 가스 스트림(312c) 중 하나를 압축하는 적어도 하나의 압축기(320)에 직접 결합될 수 있다. 본원의 하나의 양태에서, 적어도 세 개의 팽창기 서비스는 가온된 질소 가스 스트림을 압축하는데 사용되는 적어도 하나의 압축기와 각각 결합될 수 있다. 압축된 가온된 질소 가스 스트림(312c)은 추가 냉각된 질소 가스 스트림(318)을 생성하기 위해 터보 팽창기(316)에서 팽창되기 전에 보조 열교환기(322)에서 환경과 열을 교환함으로써 냉각될 수 있다. 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(318)은 적어도 하나의 열교환기(308)에서 천연 가스 스트림(310)과 열교환하여, 가온된 질소 가스 스트림(312)을 형성할 수 있다. 가온된 질소 가스 스트림(312d) 중 하나는 대기로 배출된다. 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림(314)은 유압식 터빈(324)에서 추가로 팽창, 냉각 및 응축되어 LNG 스트림(326)을 생성하고, 이어서 이는 LNG 탱크(212)에 또는 다용도 탱크(214) 중 하나에 저장된다. 발전기(328)는 유압식 터빈(324)에 작동식으로 연결되며 액화 공정에서 사용될 수 있는 동력을 발생시키도록 구성된다.
도 4a 및 도 4b는 본원에 기재된 양태의 가치 사슬과 종래의 FLNG 기술의 가치 사슬 사이의 차이점을 강조하는 단순화된 다이어그램으로서, FLNG 설비는 천연 가스를 처리하고 액화하는데 필요한 모든 또는 거의 모든 장비를 함유한다. 도 4a에 도시된 바와 같이, LNG 화물선(400a)은 LNG를 FLNG 설비(402)로부터 육상의 임포트 터미널(404)로 이송하며, 여기서 LNG가 하역 및 재가스화된다. 화물 및 밸러스트(ballast)가 없는 LNG 화물선(400b)은 FLNG 설비(402)로 회수되어 LNG를 재선적한다. 반면, 본원에 기재된 양태는 FLNG 설비(402)(도 4b)보다 훨씬 작은 풋프린트를 갖는 FPU(406)를 제공한다. 408a에서 LIN이 선적된 액화선은 FPU(406)으로 도달하여, 전술된 바와 같이, 사전냉각 처리된 천연 가스를, FPU로부터, 저장된 LIN을 사용하여, 냉각 및 액화시킨다. 408b에서 이제 LNG가 선적된 액화선은 LNG가 하역 및 재가스화되는 임포트 터미널(404)로 항해한다. LNG의 재가스화로부터의 냉 에너지(cold energy)를 사용하여 임포트 터미널(404)에서 질소를 액화시킨다. 임포트 터미널(404)에서 사용되는 질소는 공기 분리 유닛(410)에서 생성된다. 공기 분리 유닛(410)은 임포트 터미널(404)의 배터리 한계 내에 있을 수 있거나 임포트 터미널(404)과는 별개인 설비일 수 있다. 이어서 LIN은 액화 공정을 반복하기 위해 FPU(406)으로 복귀하는 액화선(408)으로 선적될 수 있다.
본원에 기재된 LNG 액화 공정에서의 LIN의 사용은 추가의 이점을 제공한다. 예를 들면, LIN은 LNG 생산, 이송 및/또는 하역 동안 LNG 탱크 및/또는 다목적 탱크에서 LNG 증발 가스(boil off gas)를 액화시키는 데 사용될 수 있다. LIN 및/또는 액체 질소 증발 가스는 액화 공정의 턴다운 또는 셧다운 동안 액화 장비를 차갑게 유지시키는데 사용될 수 있다. LIN은 증기화된 질소를 액화시켜 액화 공정의 "공회전과 같은(idling-like)" 작동을 일으킬 수 있다. 소형 헬퍼 모터(helper motor)는 팽창기 서비스에서 발견되는 압축기/팽창기 조합에 부착되어 액화 공정의 턴다운 또는 셧다운 동안 압축기/팽창기 서비스가 회전되도록할 수 있다. 질소 증기는 액화선에서 LNG 생산 사이의 기간 동안 열교환기를 데밍(deriming)하는 데 사용될 수 있다. 질소 증기는 대기로 배출될 수 있다.
도 5는 천연 가스가 생산되어 FPU(500)에서 처리될 수 있다는 본원에 기재된 다른 양태의 도면이다. 천연 가스는 FPU(500)에서 생산 및 처리될 수 있다. FPU(500)는, 생산된 천연 가스를 액화 및/또는 마케팅에 적합하게 만들기 위해, 존재하는 경우, 천연 가스로부터 불순물을 제거하기 위한 가스 처리 장비(504)를 포함할 수 있다. 이러한 불순물은 물, 중질 탄화수소, 사워 가스 등을 포함할 수 있다. FPU는 또한 액화선으로 이송되기 전에 처리된 천연 가스를 사전냉각하기 위한 하나 이상의 사전냉각 수단(506)을 포함할 수 있다. 사전냉각 수단(506)은 심해 해수 회수 및 냉각, 기계적 냉동 또는 다른 공지된 기술을 포함할 수 있다. 사전냉각 처리된 천연 가스는 하나 이상의 액화선에 연결되고 재연결될 수 있는 제1 계류된 부유식의 분리형 터릿(508) 및 제1 파이프라인(507)을 통해 FPU(500)로부터 제1 액화선(502a)으로 이송될 수 있다. 제1 액화선(502a)은 액체 질소만을 저장하는 적어도 하나의 LIN 탱크(510) 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 LNG 탱크(512)를 포함한다. 제1 액화선(502a)의 나머지 탱크(514)는 LIN과 LNG의 저장 사이에서 교번하도록 설계될 수 있다. 처리된 천연 가스는, LIN 스트림과 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하여 LIN을 적어도 부분적으로 증기화시키고 천연 가스 스트림을 적어도 부분적으로 응축시키는 적어도 하나의 열교환기를 포함할 수 있는 LIN-대-LNG 공정 모듈(516) 내의 장비를 사용하여 액화선 상에서 액화된다. LIN-대-LNG 공정 모듈(516)은 천연 가스의 액화를 용이하게 하는 기타 장비, 예를 들면 압축기, 팽창기, 분리기 및/또는 기타 일반적으로 공지된 장비를 포함할 수 있다. LIN-대-LNG 공정 모듈(516)은 2MTA 초과의 LNG를 생성하기에 적합하거나, 보다 바람직하게는 4MTA 초과의 LNG를 생성하거나, 보다 바람직하게는 6 MTA 초과의 LNG를 생성하는 데 적합하다. 제1 액화선(502a)은 또한 액화 공정과 관련된 추가 유틸리티 시스템(518)을 포함할 수 있다. 유틸리티 시스템(518)은 제1 액화선(502a)의 선체 내에 및/또는 이의 최상부에 위치될 수 있다. 제2 파이프라인(520)은 제2 액화선(502b)을 수용할 준비가 된 제2 계류된 부유식의 분리형 터릿(522)에 연결될 수 있다. 제2 액화선(502b)의 기능 설계는 제1 액화선(502a)(예를 들면, LIN-대-LNG 공정 모듈(516)의 장비를 포함함)과 실질적으로 동일하며, 간결성을 위해 더 설명하지 않는다. 제2 액화선(502b)은 바람직하게는 제1 액화선(502a)으로의 천연 가스 이송의 종료 전에 제2 계류된 부유식의 분리형 터릿(522)에 연결된다. 이러한 방식으로, FPU(500)로부터의 천연 가스는 FPU(500)로부터의 천연 가스 유동을 현저하게 중단시키지 않고 제2 액화선(502b)으로 쉽게 전달될 수 있다.
도 6은 천연 가스 처리 설비가 육상에 배치될 수 있는 경우에 사용될 수 있는 본 발명의 다른 양태를 도시한 것이다. 도 6에 도시된 바와 같이, 육상에 위치한 천연 가스 처리 설비(600)는 전술 한 바와 같이 천연 가스로부터 불순물을 제거하고 및/또는 천연 가스를 사전냉각하기 위해 사용될 수 있다. 처리된 천연 가스는 제1 및 제2 액화선(602a, 602b)과 같은 하나 이상의 액화선에 연결되고 재연결될 수 있는 제1 및 제2 계류된 부유식의 분리형 터릿(632, 634)에 연결된 파이프라인(630)을 사용하여 연안으로 이송될 수 있다. 예를 들면, 제1 계류된 부유식의 분리형 터릿(632)은 처리된 천연 가스는 파이프라인(630)을 제1 액화선(602a)에 연결하여, 처리된 천연 가스가 여기로 운반되어 액화될 수 있다. 제2 계류된 부유식의 분리형 터릿(634)은 제1 액화선(602a)으로의 천연 가스 이송의 종료 전에 파이프라인(630)을 제2 액화선(602b)에 연결할 수 있다. 이러한 방식으로, 육상 천연 가스 처리 설비(600)로부터의 천연 가스는 육상 천연 가스 처리 설비(600)로부터의 천연 가스 유동을 현저하게 중단시키지 않고도 제2 액화선(602b)으로 용이하게 이송될 수 있다. 하나의 양태에서, 제1 및 제2 액화선(602a, 602b)은 동일하거나 실질적으로 동일한 공정 장치를 포함한다. 도 6에 본원에 기재된 양태의 장점은, LNG가 액화선에서 생성되기 때문에 생산 현장에서 LNG의 과도한 물 전달이 제거된다. 파이프라인(630)이 처리 및/또는 사전냉각된 천연 가스를 포인트 연안 지점으로 전달하기 때문에, 상당한 준설 및 해안 부근의 현장 준비가 대형 액화선을 수용할 필요가 없다는 또 다른 이점이 있다.
도 7은 육상에 위치한 천연 가스 처리 설비(701)가 전술된 바와 같이 불순물 및/또는 사전냉각된 천연 가스를 제거하는 본 발명의 다른 양태에 따른 LNG 익스포트 터미널(700)을 도시한다. 처리된 천연 가스는 가스 파이프라인(740)을 통해 연안으로 이송될 수 있다. 처리된 천연 가스는 제1 정박지(742)를 통해 액화선(702)으로 이송될 수 있다. 액화선(702)은 본원에서 전술된 액화선과 유사하게 구성되며, 추가로 설명되지는 않는다. 제1 정박지(742)는 액화선(702)에 연결되고 재연결될 수 있는 가스 로딩 암을 포함할 수 있다. 처리된 천연 가스는 이전의 양태들에서 전술된 바와 같이 제1 액화선에서 액화된다. 하나 이상의 종래의 LNG 운반선, LIN, 또는 이중 목적 운반선(744)은 추가의 정박지(746a, 746b)을 통해 액화선(702)으로 유체 연결될 수 있다. 각각의 추가의 정박지(746a, 746b)는 액화선(702)으로부터 LNG를 수용하고/하거나 LIN을 액화선(702)으로 이송하기 위한 극저온 액체 로딩 암을 포함한다. 하나의 양태에서, 이중 목적 운반선(748)은 극저온 액체를 액화선(702)으로 교환하기 위한 추가의 정박지(746b)들 중의 하나에 수용된다. 이중 목적 운반선(748)은 LIN을 익스포트 터미널로 이송할 수 있고 또한 LNG를 임포트 터미널로 이송할 수 있는 선박이다. 이중 목적 운반선(748)은 그 위에 또는 그 안에 LNG 처리 장비가 설치되어 있지 않을 수 있다. 액화선(702)은 이중 목적 운반선(748)과 액화선(702) 사이의 극저온 유체 전달을 허용하기 위해 제1 정박지(742)에 위치한 극저온 로딩 암에 연결될 수 있다. 액화선(702)에서 생산된 LNG는 액화선(702)으로부터 제1 정박지(742) 및 추가의 정박지(746b)를 통해 이중 목적 운반선(748)으로 이송된다. LIN은 추가의 정박지(746b) 및 제1 정박지(742)를 통해 이중 목적 운반선(748)으로부터 액화선(702)으로 이송된다. 액화선(702)는 일시적으로 또는 영구적으로 제1 정박지에 또는 가까운 위치의 연안에 도킹될 수 있고, 이중 목적 운반선(748)은 LNG를 임포트 터미널(도시되지 않음)로 이송하고 액체 질소를 익스포트 터미널로 이송하는데 사용될 수 있다. 도 7에 개시된 양태의 이점은, 단일 액화선이 LNG 익스포트 터미널(700)에서의 LNG 생산 및 저장에 충분할 수 있다는 점이다. 하나 이상의 종래의 LNG 운반선, 액체 질소 운반선 및/또는 이중 목적 운반선은 LNG 저장 및 임포트 터미널로의 이송에 사용된다. 액화선은 (액화선 상의 LNG 액화 모듈로 인해) 종래의 운반선보다 많은 비용이 소요될 것으로 예상되므로, LNG 및 LIN의 이송을 위해 종래의 운반선을 사용하는 옵션이, 이송 목적을 위해 액화선을 사용하는 것이 바람직할 수 있다.
도 8은 본원에 기재된 양태에 따른 LIN-대-LNG 공정 모듈(800)의 개략도이다. LIN-대-LNG 공정 모듈(800)은 전술된 액화선 내에 또는 그 위에 설치되도록 배치된다. 액체 질소 스트림(802)은 펌프(804)로 보내어질 수 있다. 펌프(804)는 액체 질소 스트림(802)의 압력을 400psi 초과로 증가시켜, 고압 액체 질소 스트림(806)을 형성할 수 있다. 고압 액체 질소 스트림(806)은 제1 및 제2 열교환기(810, 812)에서 천연 가스 스트림(808)과 열교환하여 제1 가온된 질소 가스 스트림(814)을 형성한다. 제1 가온된 질소 가스 스트림(814)은 제1 팽창기(816)에서 팽창하여 제1 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(818)을 생성한다. 제1 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(818)은 제2 열교환기(812)에서 천연 가스 스트림(808)과 열교환하여 제2 가온된 질소 가스 스트림(820)을 형성한다. 제2 가온된 질소 가스 스트림(820)은 제2 팽창기(822)에서 팽창하여 제2 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(824)을 생성한다. 제2 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(824)은 제2 열교환기(812)에서 천연 가스 스트림(808)과 열교환하여 제3 가온된 질소 가스 스트림(826)을 형성한다. 제3 가온된 질소 가스 스트림(826)은 다른 공정 스트림과 간접 열교환할 수 있다. 예를 들면, 제3 가온된 질소 가스 스트림(826)이 세 가지 압축 스테이지에서 압축되어 압축 질소 가스 스트림(828)을 형성하기 전에, 제3 열교환기(829)에서, 제3 가온된 질소 가스 스트림(826)은 압축 질소 가스 스트림(828)과 간접 열교환할 수 있다. 세 가지 압축 스테이지는 제1 압축기 스테이지(830), 제2 압축기 스테이지(832), 및 제3 압축기 스테이지(834)를 포함할 수 있다. 제3 압축 스테이지(834)는 제1 팽창기(816)에 의해 생성된 축 동력(shaft power)에 의해서만 구동될 수 있다. 제2 압축기 스테이지(832)는 제2 팽창기(822)에 의해 생성된 축 동력에 의해서만 구동될 수 있다. 제1 압축기 스테이지(830)는 제3 팽창기(836) 의해 생성된 축 동력에 의해서만 구동될 수 있다. 압축 질소 가스 스트림(828)은, 제1, 제2, 및 제3 냉각기(838, 840, 및 842) 각각을 사용하여, 각각의 압축 스테이지 이후에 환경과 간접 열교환함으로써 냉각될 수 있다. 제1, 제2, 및 제3 냉각기(838, 840, 및 842)는 공기 냉각기, 물 냉각기, 또는 이들의 조합일 수 있다. 압축 질소 가스 스트림(828)은 제3 팽창기(836)에서 팽창되어 제3 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(844)을 생성할 수 있다. 제3 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(844)은 제2 열교환기에서 천연 가스 스트림(808)과 열교환하여 제4 가온된 질소 가스 스트림(846)을 형성할 수 있다. 제4 가온된 질소 가스 스트림(846)은, 질소 가스 배기 스트림(vent stream)(848)으로서 대기로 배출되기 전에, 다른 공정 스트림과 간접 열교환할 수 있다. 예를 들면, 제4 열교환기(850)에서, 제4 가온된 질소 가스 스트림(846)은 제3 가온된 질소 가스 스트림(826)과 간접 열교환할 수 있다. 도 8에서 알 수 있는 바와 같이, 천연 가스 스트림(808)은 제1 및 제2 열교환기(810, 812)에서 고압 액체 질소 스트림(806), 제1 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(818), 제2 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(824), 및 제3 추가로 냉각된 질소 가스 스트림(844)과 열교환하여 가압된 액체 천연 가스 스트림(852)을 형성할 수 있다. 가압 액체 천연 가스 스트림(852)은 예를 들면 팽창기(854) 및/또는 밸브(856)를 사용하여 압력을 저하시켜, LNG 생성물 스트림(858)을 형성할 수 있으며, 이 스트림은 액화선에 임의로 연결된 액화선 및/또는 종래의 운반선의 하나 이상의 저장 탱크로 보내어질 수 있다. 다른 공지된 액화 공정과는 달리, 본원에 기재된 액화 공정은 LNG를 효율적으로 생산하면서 최소량의 전력 및 공정 장비를 요구한다는 이점을 갖는다.
도 9는 본원에 기재된 양태에 따른 액화 천연 가스(LNG)의 생산 방법의 방법(900)의 흐름도이다. 블럭(902)에서, 천연 가스 스트림은 액화선으로 이송된다. 액화선은 액체 질소만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함한다. 블럭(904)에서, 천연 가스 스트림과 액체 질소 스트림 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 액화선 상에서 천연 가스 스트림을 액화시켜, 액화 질소 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시킴으로써, 가온된 질소 가스 스트림, 및 LNG를 포함하는 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림을 형성한다.
도 9에 도시된 단계들은 설명의 목적으로만 제공되며, 특정 단계는 개시된 방법을 수행하기 위해 요구되지 않을 수 있다. 더욱이, 도 9는 수행될 수 있는 모든 단계를 도시하지는 않는다. 청구항이, 그리고 청구항만이 기재된 시스템 및 방법을 정의한다.
본원에 기술된 양태는 공지된 기술에 비해 여러 장점을 갖는다. 예를 들면, 본원에 기재된 액화 공정을 위한 전력 요건(power requirement)은, 액화선에서 사용되는 종래의 액화 공정의 전력 요건의 20% 미만, 또는 보다 바람직하게는 10% 미만, 또는 보다 바람직하게는 5% 미만이다. 이러한 이유로, 본원에 기재된 액화 공정을 위한 전력 요건은 액화선의 요구되는 추진력보다 훨씬 적을 수 있다. 본원에 기재된 양태에 따른 액화선은 천연 가스 액화가 액화선의 선상 전력 생산이 아니라 저장된 액체 질소의 증기화에 의해 주로 달성되기 때문에, 종래의 LNG 운반선과 동일한 추진 시스템을 가질 수 있다.
본원에 기재된 액화 공정의 또 다른 이점은, 단일 액화선에서, 2MTA 초과의 LNG를 생산할 수 있거나, 보다 바람직하게는 4MTA 초과의 LNG를 생산할 수 있거나, 보다 바람직하게는 6MTA 초과의 LNG를 생산할 수 있다는 점이다. 공지된 기술과는 달리, 본원에 기재된 액화선의 LNG 생산 커패시티는 주로 액화선의 저장 커패시티에 의해 결정된다. 140,000㎥의 LNG 저장 커패시티를 갖는 액화선은 4일의 액화선 도착 빈도에서 대략 6MTA의 LNG의 연간 생산을 지원할 수 있다. 액체 질소만을 저장하는 탱크는 160,000㎥의 총 저장 커패시티를 갖는 액화선을 제공하기 위해 총 체적이 84,000㎥ 미만, 보다 바람직하게는 약 20,000㎥ 일 수 있다.
또한, 본원에 기재된 양태에 따른 액화 공정은 액화 모듈의 장비를 LNG 생산이 없는 기간 동안 차갑게 유지시키기 위해 저장된 액체 질소의 일부를 사용할 수 있기 때문에 빠른 스타트업 및 감소된 열 순환을 가능하게 하는 추가의 이점을 갖는다. 또한, 본원에 기재된 액화 모듈의 전체 비용은 종래의 액화 모듈의 비용보다 상당히 적을 것으로 예상된다. LIN-대-LNG 액화 모듈은 동등 커패시티의 기존 액화 모듈의 자본 비용(CAPEX)의 50% 미만이거나, 보다 바람직하게는 동등 커패시티의 종래의 액화 모듈의 CAPEX의 20% 미만일 수 있다. 액화 모듈의 비용 절감은 액화선의 수를 줄이기 위해 액화선을 저가 선박으로 이송하는 것보다 LNG를 시장으로 이송하는 것을 경제적으로 만들 수 있다.
전술한 설명은 대한 다수의 변경, 수정 및 대안이 본 발명의 범위를 벗어나지 않고 이루어질 수 있음을 이해해야 한다. 따라서, 전술한 설명은 본 발명의 범위를 제한하려는 것이 아니다. 오히려, 본 발명의 범위는 청구 범위 및 이의 등가물에 의해서만 결정된다. 또한, 본 실시예에서 구조 및 특징은 변경, 재배열, 대체, 제거, 복제, 결합 또는 서로 추가될 수 있는 것으로도 간주된다.

Claims (31)

  1. 액화 천연 가스(LNG)의 생산 방법으로서,
    천연 가스 스트림을 액화선(liquefaction vessel)으로 이송하는 단계;
    상기 천연 가스 스트림과 액체 질소 스트림 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기를 사용하여 상기 액화선 상에서 상기 천연 가스 스트림을 액화시켜, 상기 액화 질소 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시킴으로써, 가온된 질소 가스 스트림, 및 LNG를 포함하는 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림을 형성하는 단계
    를 포함하며,
    상기 액화선은 액체 질소만을 저장하는 적어도 하나의 탱크 및 LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크를 포함하는, 방법.
  2. 제1항에 있어서, 상기 천연 가스 스트림을 상기 액화선으로 이송하기 전에, 저장소로부터 천연 가스를 생산하고 상기 생산된 천연 가스를 처리하여 이로부터 물, 중질 탄화수소, 및 사워 가스(sour gas) 중 적어도 하나를 제거하는 부유식 생산 유닛(floating production unit)(FPU) 선박(vessel)으로부터 상기 천연 가스 스트림을 얻는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 가온된 질소 가스 스트림을 상기 FPU 선박으로 이송하는 단계; 및
    상기 FPU 선박 상의 공정 내에서 상기 가온된 질소 가스 스트림을 사용하는 단계
    를 추가로 포함하는, 방법.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 가온된 질소 가스 스트림을 상기 FPU 상에서 압축하는 단계; 및
    상기 압축된 가온된 질소 가스 스트림을 압력 유지를 위한 저장소로 주입하는 단계
    를 추가로 포함하는, 방법.
  5. 제1항 내지 제4항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 가온된 질소 가스 스트림의 압력을 저하시켜 적어도 하나의 추가로 냉각된 질소 가스 스트림을 생성하는 단계; 및
    상기 적어도 하나의 추가로 냉각된 질소 가스 스트림과 상기 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하여 추가의 가온된 질소 가스 스트림을 형성하는 단계
    를 추가로 포함하는, 방법.
  6. 제5항에 있어서, 적어도 하나의 팽창기 서비스를 사용하여 상기 가온된 질소 가스 스트림의 압력을 저하시키는, 방법.
  7. 제6항에 있어서, 상기 적어도 하나의 팽창기 서비스(expander service)에 결합되어 있는 적어도 하나의 발전기로부터 전력을 발생시키는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  8. 제5항 내지 제7항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 적어도 하나의 추가로 냉각된 질소 가스 스트림이 상기 천연 가스 스트림과 열교환하여 가온된 질소 가스 스트림을 형성하는, 방법.
  9. 제1항 내지 제8항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 액화선에 연결되고 분리되고 재연결되도록 구성되어 있는 계류된 부유식의 분리형 터릿(moored floating disconnectable turret)을 통해 상기 천연 가스 스트림을 상기 액화선으로 이송하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  10. 제9항에 있어서, 상기 천연 가스 스트림을 액화시키는 동안 상기 액화선을 익스포트 터미널에 도킹(docking)하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  11. 제9항에 있어서, 단일 액화선을 사용하여 상기 익스포트 터미널에서 LNG를 생산 및 저장하며, 상기 방법이
    익스포트 터미널에서 LNG를 저장하고, LNG 운반선, 액체 질소 운반선 및 이중 목적 운반선 중 하나 이상을 사용하여 LNG를 임포트 터미널로 이송하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  12. 제1항 내지 제11항 중 어느 한 항에 있어서, 육상 가스 파이프라인에 연결된 로딩 암(loading arm)을 통해 상기 천연 가스 스트림을 상기 액화선으로 이송하는 단계를 추가로 포함하며, 상기 로딩 암은 상기 액화선에 연결되고 분리되고 재연결되도록 구성되는, 방법.
  13. 제12항에 있어서, 상기 액화선에 연결되고 분리되고 재연결되도록 구성된 극저온 액체 로딩 암을 통해, 액체 질소를 별도의 선박으로부터 상기 액화선으로 이송하는 단계를 추가로 포함하며, 상기 액체 질소 스트림이 상기 이송된 액체 질소를 포함하는, 방법.
  14. 제12항에 있어서, 상기 액화선에 연결되고 분리되고 재연결되도록 구성된 극저온 액체 로딩 암을 통해, 상기 액화선으로부터 별도의 선박으로 LNG를 이송하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  15. 제1항 내지 제14항 중 어느 한 항에 있어서, LNG 임포트 터미널에서, 상기 LNG의 가스화로부터 이용 가능한 엑서지(exergy)를 사용하여 질소 가스를 액화시킴으로써, 상기 액체 질소 스트림 내에 상기 액화 질소를 형성하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  16. 제1항 내지 제15항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 천연 가스 스트림을 상기 액화선으로 이송하기 전에 상기 천연 가스 스트림을 약 -40℃ 이상의 온도로 냉각시키는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  17. 제1항 내지 제16항 중 어느 한 항에 있어서, 물, 중질 탄화수소, 및 사워 가스 중 적어도 하나를 제거하기 위해 상기 천연 가스를 처리함으로써 천연 가스 스트림을 생성하는 육상 설비로부터, 상기 천연 가스 스트림을 얻는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  18. 제1항 내지 제17항 중 어느 한 항에 있어서, 액화 턴다운 및/또는 셧다운 기간 동안, 액체 질소 및 액체 질소 증발 가스(boil off gas) 중 하나를 사용하여 상기 액화선에서 액화 장비의 온도를 유지하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  19. 제1항 내지 제18항 중 어느 한 항에 있어서, 증기화된 질소 가스를 상기 액체 질소를 사용하여 액화시키는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  20. 제1항 내지 제19항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 액화선에서의 LNG 생산 사이의 기간 동안, 온(warm) 질소 가스를 사용하여 적어도 하나의 열교환기를 데밍(deriming)하는 단계를 추가로 포함하는, 방법.
  21. 액화 천연 가스를 제1 위치로부터 제2 위치로 이송하고 액화 질소(LIN)를 상기 제1 위치로 이송하는 액화선을 포함하고, 상기 액화선이
    LIN만을 저장하는 적어도 하나의 탱크,
    LNG만을 저장하는 적어도 하나의 탱크, 및
    상기 천연 가스 액화선에 저장된 LIN으로부터의 LIN 스트림과 상기 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환하는 적어도 하나의 열교환기를 포함하는 LNG 액화 시스템으로서, 상기 천연 가스 액화선으로 이송되어, 상기 LIN 스트림을 적어도 부분적으로 증기화시킴으로써, 가온된 질소 가스 스트림, 및 LNG를 포함하는 적어도 부분적으로 응축된 천연 가스 스트림을 형성하고, 상기 LNG는 상기 제2 위치로 이송되는 천연 가스 액화선에 저장되도록 구성되는, LNG 액화 시스템
    을 포함하는, 천연 가스 스트림을 액화시키기 위한 시스템.
  22. 제21항에 있어서, 상기 천연 가스 스트림을 상기 액화선으로 이송하기 전에, 저장소로부터 상기 천연 가스 스트림을 생성시키고 상기 천연 가스 스트림으로부터 물, 중질 탄화수소, 및 사워 가스 중 적어도 하나를 제거하도록 구성된 부유식 생산 유닛(FPU) 선박을 추가로 포함하는, 시스템.
  23. 제21항 또는 제22항에 있어서, 상기 가온된 질소 가스 스트림의 압력이 저하되어 적어도 하나의 추가로 냉각된 질소 가스 스트림을 생성하고, 상기 시스템이 적어도 하나의 추가로 냉각된 질소 가스 스트림과 상기 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환함으로써 추가의 가온된 질소 가스 스트림을 형성하도록 구성된 제2 열교환기를 추가로 포함하는, 시스템.
  24. 제23항에 있어서, 상기 가온된 질소 가스 스트림의 압력을 저하시키도록 구성된 적어도 하나의 팽창기 서비스를 추가로 포함하는, 시스템.
  25. 제24항에 있어서, 상기 적어도 하나의 팽창기 서비스에 결합되어 있는 적어도 하나의 발전기를 추가로 포함하며, 상기 적어도 하나의 발전기 각각은 전력을 발생시키도록 구성되어 있는, 시스템.
  26. 제25항에 있어서, 상기 적어도 하나의 발전기에 의해 구동되는 모터 구동형 압축기를 추가로 포함하며, 상기 모터 구동형 압축기는 상기 가온된 질소 가스 스트림을 압축하도록 구성되는, 시스템.
  27. 제24항에 있어서, 상기 적어도 하나의 팽창기 서비스가 적어도 하나의 압축기에 결합됨으로써, 상기 가온된 질소 가스 스트림을 압축하는, 시스템.
  28. 제23항 내지 제27항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 적어도 하나의 추가로 냉각된 질소 가스 스트림과 상기 천연 가스 스트림 사이에서 열을 교환함으로써 가온된 질소 가스 스트림을 형성하는 제3 열교환기를 추가로 포함하는, 시스템.
  29. 제21항 내지 제28항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 액화선에 연결되고 분리되고 재연결되도록 구성되어 있는 계류된 부유식의 분리형 터릿을 추가로 포함하며, 이때 상기 천연 가스 스트림은 상기 계류된 부유식의 분리형 터릿을 통해 액화선으로 이송되는, 시스템.
  30. 제29항에 있어서, 단일 액화선이 상기 익스포트 터미널에서의 LNG 생산 및 저장에 사용되며, 상기 시스템이 LNG를 익스포트 터미널에 저장하고, LNG 운반선, 액체 질소 운반선 및 이중 목적 운반선 중 하나 이상을 사용하여 상기 LNG를 임포트 터미널로 이송하는 단계를 추가로 포함하는, 시스템.
  31. 제21항 내지 제30항 중 어느 한 항에 있어서, LIN을 별도의 선박으로부터 상기 액화선으로 이송하기 위한 것으로서, 상기 액화선에 연결되고 분리되고 재연결되도록 구성된 극저온 액체 로딩 암(cryogenic liquid loading arm)을 추가로 포함하는, 시스템.
KR1020187020156A 2015-12-14 2016-11-10 액체 질소를 저장하는 lng 운반선에서의 천연 가스 액화 방법 KR102116718B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562266983P 2015-12-14 2015-12-14
US62/266,983 2015-12-14
PCT/US2016/061249 WO2017105681A1 (en) 2015-12-14 2016-11-10 Method of natural gas liquefaction on lng carriers storing liquid nitrogen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20180094077A true KR20180094077A (ko) 2018-08-22
KR102116718B1 KR102116718B1 (ko) 2020-06-01

Family

ID=57392056

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020187020156A KR102116718B1 (ko) 2015-12-14 2016-11-10 액체 질소를 저장하는 lng 운반선에서의 천연 가스 액화 방법

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10551117B2 (ko)
EP (1) EP3390940B1 (ko)
JP (1) JP6749396B2 (ko)
KR (1) KR102116718B1 (ko)
CN (1) CN108291767B (ko)
AU (1) AU2016372711B2 (ko)
CA (1) CA3006957C (ko)
SG (1) SG11201803521SA (ko)
WO (1) WO2017105681A1 (ko)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO20170525A1 (en) * 2016-04-01 2017-10-02 Mirade Consultants Ltd Improved Techniques in the upstream oil and gas industry
US20180231303A1 (en) 2017-02-13 2018-08-16 Fritz Pierre, JR. Pre-Cooling of Natural Gas by High Pressure Compression and Expansion
JP6858267B2 (ja) * 2017-02-24 2021-04-14 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 二重目的ｌｎｇ／ｌｉｎ貯蔵タンクのパージ方法
CA3056863C (en) * 2017-03-30 2023-09-19 Exxonmobil Upstream Research Company Ship/floating storage unit with dual cryogenic cargo tank for lng and liquid nitrogen
WO2019008107A1 (en) * 2017-07-07 2019-01-10 Global Lng Services As LARGE SCALE COASTAL LIQUEFACTION
KR102006881B1 (ko) * 2017-11-17 2019-08-02 삼성중공업 주식회사 개방형 액화천연가스 생산 방법 및 개방형 천연가스 액화공정 구비 선박
KR102016358B1 (ko) * 2017-11-28 2019-08-30 삼성중공업 주식회사 액화가스 수송선 및 이의 운용방법
KR102061824B1 (ko) * 2018-02-28 2020-01-03 삼성중공업 주식회사 액화가스 저장 선박
KR20240033114A (ko) 2018-06-01 2024-03-12 스틸헤드 엘엔지 (에이에스엘엔지) 엘티디. 액화 장치, 방법, 및 시스템
JP7150063B2 (ja) 2018-06-07 2022-10-07 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 高圧圧縮および膨張による天然ガスの前処理および前冷却
EP3841343A2 (en) 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Heat exchanger configuration for a high pressure expander process and a method of natural gas liquefaction using the same
US11215410B2 (en) 2018-11-20 2022-01-04 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and apparatus for improving multi-plate scraped heat exchangers
US11578545B2 (en) 2018-11-20 2023-02-14 Exxonmobil Upstream Research Company Poly refrigerated integrated cycle operation using solid-tolerant heat exchangers
RU2749700C2 (ru) * 2019-05-07 2021-06-17 Андрей Владиславович Курочкин Установка для редуцирования газа и выработки постоянного количества сжиженного природного газа (варианты)
US11493270B2 (en) * 2019-05-24 2022-11-08 Praxair Technology, Inc. Dual mode Liquefied Natural Gas (LNG) liquefier
US11465093B2 (en) 2019-08-19 2022-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Compliant composite heat exchangers
US20210063083A1 (en) 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
EP4031822A1 (en) 2019-09-19 2022-07-27 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US11815308B2 (en) 2019-09-19 2023-11-14 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021055074A1 (en) 2019-09-20 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with o2 enrichment for acid gas capture and sequestration
WO2021061253A1 (en) 2019-09-24 2021-04-01 Exxonmobil Upstream Research Company Cargo stripping features for dual-purpose cryogenic tanks on ships or floating storage units for lng and liquid nitrogen
JP7445763B2 (ja) * 2019-12-24 2024-03-07 ハンファ オーシャン カンパニー リミテッド 船舶の液化ガスの供給システム及び液化ガスの供給方法
WO2021163257A1 (en) * 2020-02-11 2021-08-19 Oxy Low Carbon Ventures, Llc Refrigeration-integrated hydrocarbon collection system and method of operation
WO2022099233A1 (en) 2020-11-03 2022-05-12 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction methods and systems featuring feed compression, expansion and recycling
CA3212384A1 (en) * 2021-03-15 2022-09-22 Robert A. Mostello System and method for precooling in hydrogen or helium liquefaction processing
WO2023214218A1 (en) * 2022-05-04 2023-11-09 Storeco2 Uk Limited Carbon dioxide transport and sequestration marine vessel
US11861552B1 (en) * 2022-06-14 2024-01-02 Chengdu Puhuidao Smart Energy Technology Co., Ltd. Methods for managing liquefied natural gas (LNG) tanking safety based on location matching and internet of things systems thereof

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3400547A (en) * 1966-11-02 1968-09-10 Williams Process for liquefaction of natural gas and transportation by marine vessel
US8646289B1 (en) * 2013-03-20 2014-02-11 Flng, Llc Method for offshore liquefaction

Family Cites Families (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3180709A (en) 1961-06-29 1965-04-27 Union Carbide Corp Process for liquefaction of lowboiling gases
US3347055A (en) 1965-03-26 1967-10-17 Air Reduction Method for recuperating refrigeration
US3370435A (en) 1965-07-29 1968-02-27 Air Prod & Chem Process for separating gaseous mixtures
DE1960515B1 (de) 1969-12-02 1971-05-27 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zum Verfluessigen eines Gases
US3878689A (en) 1970-07-27 1975-04-22 Carl A Grenci Liquefaction of natural gas by liquid nitrogen in a dual-compartmented dewar
FR2131985B1 (ko) 1971-03-30 1974-06-28 Snam Progetti
US3724226A (en) 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
DE2354726A1 (de) 1973-11-02 1975-05-07 Messer Griesheim Gmbh Verfahren zur verfluessigung und konditionierung von methan
GB1596330A (en) * 1978-05-26 1981-08-26 British Petroleum Co Gas liquefaction
US4415345A (en) 1982-03-26 1983-11-15 Union Carbide Corporation Process to separate nitrogen from natural gas
JPS59216785A (ja) 1983-05-26 1984-12-06 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Ｌｎｇの輸送システム
GB8505930D0 (en) 1985-03-07 1985-04-11 Ncl Consulting Engineers Gas handling
JPH067280Y2 (ja) * 1989-01-13 1994-02-23 石川島播磨重工業株式会社 低温液体運搬船への冷却液自動積込回収装置
DE59000200D1 (de) 1989-04-17 1992-08-20 Sulzer Ag Verfahren zur gewinnung von erdgas.
JP3213846B2 (ja) * 1991-01-25 2001-10-02 日本酸素株式会社 超臨界ガスの液化方法及び装置
US5139547A (en) 1991-04-26 1992-08-18 Air Products And Chemicals, Inc. Production of liquid nitrogen using liquefied natural gas as sole refrigerant
US5141543A (en) 1991-04-26 1992-08-25 Air Products And Chemicals, Inc. Use of liquefied natural gas (LNG) coupled with a cold expander to produce liquid nitrogen
US5137558A (en) 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefied natural gas refrigeration transfer to a cryogenics air separation unit using high presure nitrogen stream
US5390499A (en) * 1993-10-27 1995-02-21 Liquid Carbonic Corporation Process to increase natural gas methane content
NO179986C (no) 1994-12-08 1997-01-22 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
US5638698A (en) 1996-08-22 1997-06-17 Praxair Technology, Inc. Cryogenic system for producing nitrogen
TW368596B (en) 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
GB2333148A (en) * 1998-01-08 1999-07-14 Winter Christopher Leslie Liquifaction of gases
FR2756368B1 (fr) 1998-01-13 1999-06-18 Air Liquide Procede et installation pour l'alimentation pour un appareil de separation d'air
US6298688B1 (en) 1999-10-12 2001-10-09 Air Products And Chemicals, Inc. Process for nitrogen liquefaction
GB0006265D0 (en) 2000-03-15 2000-05-03 Statoil Natural gas liquefaction process
DE60114520T2 (de) 2000-07-14 2006-06-01 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd., Kadoma Farbbildaufnahmegerät
US6295838B1 (en) 2000-08-16 2001-10-02 Praxair Technology, Inc. Cryogenic air separation and gas turbine integration using heated nitrogen
US6412302B1 (en) 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US20060000615A1 (en) 2001-03-27 2006-01-05 Choi Michael S Infrastructure-independent deepwater oil field development concept
JP2003146400A (ja) 2001-11-14 2003-05-21 Mitsubishi Heavy Ind Ltd オフローディング接続装置
US6889522B2 (en) 2002-06-06 2005-05-10 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies LNG floating production, storage, and offloading scheme
US7143606B2 (en) 2002-11-01 2006-12-05 L'air Liquide-Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etide Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Combined air separation natural gas liquefaction plant
US6662589B1 (en) 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
US7278281B2 (en) 2003-11-13 2007-10-09 Foster Wheeler Usa Corporation Method and apparatus for reducing C2 and C3 at LNG receiving terminals
EP1715267A1 (en) 2005-04-22 2006-10-25 Air Products And Chemicals, Inc. Dual stage nitrogen rejection from liquefied natural gas
FR2885679A1 (fr) 2005-05-10 2006-11-17 Air Liquide Procede et installation de separation de gaz naturel liquefie
JP2009501896A (ja) * 2005-07-19 2009-01-22 シンヨン ヘビー インダストリーズ カンパニー，リミティド Ｌｎｇｂｏｇ再液化装置
AU2006280426B2 (en) 2005-08-09 2010-09-02 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process for LNG
US7712331B2 (en) 2006-06-30 2010-05-11 Air Products And Chemicals, Inc. System to increase capacity of LNG-based liquefier in air separation process
GB0614250D0 (en) 2006-07-18 2006-08-30 Ntnu Technology Transfer As Apparatus and Methods for Natural Gas Transportation and Processing
US8079321B2 (en) 2006-12-15 2011-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Long tank FSRU/FLSV/LNGC
EP1972875A1 (en) 2007-03-23 2008-09-24 L'AIR LIQUIDE, S.A. pour l'étude et l'exploitation des procédés Georges Claude Process and apparatus for the separation of air by cryogenic distillation
BRPI0813965A2 (pt) 2007-07-12 2015-01-06 Shell Int Research Método e aparelho para liquefação de uma corrente gasosa de hidrocarbonetos.
US8601833B2 (en) 2007-10-19 2013-12-10 Air Products And Chemicals, Inc. System to cold compress an air stream using natural gas refrigeration
WO2009080678A2 (en) 2007-12-21 2009-07-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of producing a gasified hydrocarbon stream; method of liquefying a gaseous hydrocarbon stream; and a cyclic process wherein cooling and re-warming a nitrogen-based stream, and wherein liquefying and regasifying a hydrocarbon stream
KR100991994B1 (ko) * 2008-03-28 2010-11-04 삼성중공업 주식회사 액화가스 로딩/언로딩 시스템을 가지는 액화천연가스운반선
DE102008060699A1 (de) 2008-12-08 2010-06-10 Behr Gmbh & Co. Kg Verdampfer für einen Kältekreis
DE102009008229A1 (de) 2009-02-10 2010-08-12 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff
GB2470062A (en) 2009-05-08 2010-11-10 Corac Group Plc Production and Distribution of Natural Gas
US10132561B2 (en) 2009-08-13 2018-11-20 Air Products And Chemicals, Inc. Refrigerant composition control
US9016088B2 (en) 2009-10-29 2015-04-28 Butts Propertties, Ltd. System and method for producing LNG from contaminated gas streams
GB2462555B (en) 2009-11-30 2011-04-13 Costain Oil Gas & Process Ltd Process and apparatus for separation of Nitrogen from LNG
US20110126451A1 (en) 2009-11-30 2011-06-02 Chevron U.S.A., Inc. Integrated process for converting natural gas from an offshore field site to liquefied natural gas and liquid fuel
US8464289B2 (en) 2010-03-06 2013-06-11 Yang Pan Delivering personalized media items to users of interactive television and personal mobile devices by using scrolling tickers
US20110259044A1 (en) 2010-04-22 2011-10-27 Baudat Ned P Method and apparatus for producing liquefied natural gas
TWI563165B (en) * 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
GB2486036B (en) 2011-06-15 2012-11-07 Anthony Dwight Maunder Process for liquefaction of natural gas
AP2014007424A0 (en) 2011-08-10 2014-02-28 Conocophillips Co Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system
EP2620732A1 (de) 2012-01-26 2013-07-31 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Luftzerlegung und Dampferzeugung in einem kombinierten System
CN102628635B (zh) 2012-04-16 2014-10-15 上海交通大学 带凝华脱除co2的气体膨胀天然气带压液化工艺
SG11201406710YA (en) * 2012-04-20 2014-11-27 Sbm Schiedam Bv Floating lng plant comprising a first and a second converted lng carrier and a method for obtaining the floating lng plant
US20140130542A1 (en) 2012-11-13 2014-05-15 William George Brown Method And Apparatus for High Purity Liquefied Natural Gas
CA2890089C (en) 2012-11-16 2019-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of natural gas
DE102013007208A1 (de) 2013-04-25 2014-10-30 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Gewinnen einer Methan-reichen Flüssigfraktion
WO2015110443A2 (en) 2014-01-22 2015-07-30 Global Lng Services Ltd. Coastal liquefaction
TWI603044B (zh) 2015-07-10 2017-10-21 艾克頌美孚上游研究公司 使用液化天然氣製造液化氮氣之系統與方法
TWI606221B (zh) 2015-07-15 2017-11-21 艾克頌美孚上游研究公司 一倂移除溫室氣體之液化天然氣的生產系統和方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3400547A (en) * 1966-11-02 1968-09-10 Williams Process for liquefaction of natural gas and transportation by marine vessel
US8646289B1 (en) * 2013-03-20 2014-02-11 Flng, Llc Method for offshore liquefaction

Also Published As

Publication number Publication date
EP3390940B1 (en) 2019-12-25
US20170167787A1 (en) 2017-06-15
WO2017105681A1 (en) 2017-06-22
AU2016372711B2 (en) 2019-05-02
SG11201803521SA (en) 2018-06-28
CA3006957C (en) 2020-09-15
JP6749396B2 (ja) 2020-09-02
AU2016372711A1 (en) 2018-05-24
CN108291767A (zh) 2018-07-17
CA3006957A1 (en) 2017-06-22
CN108291767B (zh) 2021-02-19
JP2018538197A (ja) 2018-12-27
KR102116718B1 (ko) 2020-06-01
US10551117B2 (en) 2020-02-04
EP3390940A1 (en) 2018-10-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102116718B1 (ko) 액체 질소를 저장하는 lng 운반선에서의 천연 가스 액화 방법
CN108369060B (zh) 用液氮增强的基于膨胀器的lng生产方法
EP2838784B1 (en) Floating lng plant comprising a first and a second converted lng carrier and a method for obtaining the floating lng plant
US20080127673A1 (en) Lng Transportation Vessel and Method For Transporting Hydrocarbons
KR102516628B1 (ko) 대규모 연안 액화
WO2017123679A1 (en) Natural gas liquefaction vessel
JP7089074B2 (ja) 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
EP3589881A1 (en) Systems and methods for transporting liquefied natural gas

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant