沖合でのＬＮＧの再ガス化および発熱量の調節のための構成および方法
想定されるプラントの構成および方法は、中間的な温度にある超臨界の気化ＬＮＧの流れを使用し、これを膨張させ、膨張させられたＬＮＧの冷却含量が、１つ以上の再圧縮機への供給の流れの冷却および脱メタン装置の還流の凝縮に使用される。そのようにして暖められた膨張ＬＮＧの一部分が凝縮させられ、還流として脱メタン装置へと供給される一方で、残りの部分は、膨張させられ、供給流として脱メタン装置へと供給される。最も好ましくは、脱メタン装置の塔頂生成物が、超臨界の気化ＬＮＧの流れの一部に混合され、パイプライン製品が形成される。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本出願は、２００７年４月１３日に出願された本出願人の同時係属中の米国特許仮出願第６０／９１１７１９号の優先権を主張する。
【０００２】
本発明の分野は、沖合でのＬＮＧ（液化天然ガス）の再ガス化およびその後の陸上の施設での処理に特に関係する天然ガスの処理である。
【背景技術】
【０００３】
沖合でのＬＮＧの再ガス化は、ＬＮＧの輸入において受け入れ得る選択肢となっており、再ガス化させたＬＮＧを海中のパイプラインを介して既存の陸上のパイプライン網へと届けることによって、ＬＮＧの安全性およびセキュリティに関する懸念を好都合に軽減する。しかしながら、そのようにして届けられる再ガス化済みのＬＮＧは、輸入されるＬＮＧが、多くの場合にガス田およびＬＮＧ液化プラントにおけるＮＧＬ（天然ガス液）の回収レベルに応じてきわめてさまざまであるため、常に望ましい組成ならびに発熱量またはウォッベ指数を有するわけではない。
【０００４】
一般に、発熱量（または、ウォッベ指数）を制御するためのＬＮＧの調節は、ＬＮＧをチッ素で希釈することによって陸上で行われる。通常は、ＬＮＧが濃いほど、チッ素希釈の量が増やされる。残念ながら、チッ素希釈が必要であるということは、再ガス化後のＬＮＧの不活性成分の含有量も増加するということであり、１１７０Ｂｔｕ／ｓｃｆという発熱量を有するＬＮＧが輸入される場合、９体積％に達し得る。このチッ素希釈の量は、３体積％の不活性成分という典型的なパイプラインのガスの仕様をはるかに超える。したがって、チッ素希釈によって発熱量を制御するにしても、輸入されるＬＮＧは、１，１００Ｂｔｕ／ｓｃｆ未満の発熱量の供給元に限られなければならず、このことが、ＬＮＧの「スポット市場」戦略を制約している。
【０００５】
従来技術の図１が、典型的な公知の沖合のＬＮＧ再ガス化ターミナル、ならびにガスの加熱およびチッ素による希釈を備える陸上の設備を示している。沖合の施設が、ＬＮＧ運搬船５１からＬＮＧ積み下ろしアーム１を介してＬＮＧ貯蔵タンク５３へとＬＮＧを受け取る。沖合の貯蔵タンクは、固定式または浮上式の設計など、さまざまな種類の設計であってよい（例えば、ＬＮＧはしけ、ＬＮＧ容器、または重力にもとづく構造、など）。積み下ろしおよび通常の蒸発損の際にＬＮＧ船から生じる蒸気は、圧縮によって沖合の燃料ガスシステムへと回収される。典型的には２００ＭＭｓｃｆｄ〜１，２００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧの送出が、一次取り入れポンプ５２によって約１００ｐｓｉｇにされて、二次ポンプ５４へと送られる。典型的には１，２００〜２，０００ｐｓｉｇの高圧のポンプ吐出流２が、ＬＮＧ気化器８１によって４０°Ｆへと加熱され、海中パイプライン５６へと入る流れ３が形成される。１，２００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧセンドアウトの再ガス化の負荷は、典型的なＬＮＧの組成において約６６０ＭＭ Ｂｔｕ／ｈｒである。ひとたびガスが陸上に達すると、ガスの流れ４は、ＪＴバルブ９０において、典型的には８００ｐｓｉｇ〜１，２００ｐｓｉｇであるパイプライン網の圧力まで下げられる。減圧動作のＪＴ効果によって、導入ガスが、４０°Ｆから約−２０°Ｆへと冷却され、流れ５が形成される。パイプラインの温度の仕様に合致するよう、減圧後のガスが、陸上のヒータ９１を使用して再び加熱される。必要な再加熱は、１，２００ＭＭｓｃｆｄのセンドアウトにつき約１２０ＭＭ Ｂｔｕ／ｈｒである。販売ガスの発熱量またはウォッベ指数の制御のために、流れ９５を用いるチッ素による希釈が、販売ガス２１のパイプラインの仕様に合致するように、再加熱後のガスへと注入される。
【０００６】
したがって、従来からの沖合でのＬＮＧ再ガス化方法は、かなりの入熱を必要とする。典型的には、１，２００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧセンドアウトの４０°Ｆへの再ガス化に、海水、燃料ガスの点火、または発電プラントからの廃熱から供給される約７８０ＭＭ Ｂｔｕ／ｈｒの熱の仕事が合計で必要である。結果として、エネルギー効率に優れ、環境に優しい空気式交換機の使用が、大きな土地が必要であるがために、沖合の設備においては、通常は現実的でない。残念ながら、他の種類の公知の気化器は、すべてではないかもしれないが大部分が環境に悪影響を及ぼす。例えば、海水気化器は、付近の海洋生物に壊滅的な打撃を与える傾向にあり、燃料の燃焼の使用は、気体排出物および液体排出物を生じる。沖合のＬＮＧ再ガス化施設のさらなる公知の方法が、例えば米国特許第６，０８９，０２２号明細書に示されているように提案されており、ＬＮＧが、海水を熱源として使用してＬＮＧタンカーの船上で再ガス化された後で、陸上の施設へと移されている。
【０００７】
輸入ＬＮＧのＢｔｕを制御するための他の公知の方法および構成は、再沸器を用いる脱メタン装置においてＬＮＧを気化させること、および脱メタン装置の塔頂を再び液体へと凝縮させ、これをポンプでくみ上げて気化させることを含むプロセスにて、ＬＮＧからＣ２＋の炭化水素を取り除くことである（例えば、米国特許第６，５６４，５７９号明細書を参照されたい）。そのようなプロセスの沖合の設備は、きわめて高価につき、特にはそのようにして生成されるプロパンおよびより重い液体の貯蔵に関連する危険および安全性リスクなど、問題が多い。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
このように、沖合でのＬＮＧの再ガス化について、多数の構成および方法がこの技術分野において知られているが、多数の問題が残されている。例えば、すべての公知の沖合での再ガス化の構成は、排出物を生成し、さらには／あるいは環境への影響が大きい。また、沖合でのＢｔｕおよび発熱量の制御は、多くの場合、コストおよび安全上の懸念ゆえに非現実的である。したがって、沖合でのＬＮＧの再ガス化のための、改善されかつ環境にとって容認可能な方法および構成であって、Ｂｔｕおよび発熱量の制御のために陸上のＬＮＧ処理に効率的に組み合わせることができる方法および構成を提供することに、依然としてニーズが存在している。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明は、ＬＮＧの再ガス化および処理のさまざまなプラント構成および方法であって、ＬＮＧが臨界圧力で中間温度へと気化させられる構成および方法に関する。次いで、そのように再ガス化されたＬＮＧの膨張が、再圧縮機への供給の冷却および還流の凝縮のための別個の冷却の流れをもたらすために使用され、好ましくは、これらの流れが、さらに減圧および冷却される脱メタン装置への供給および還流を形成するために混合される。いくつかの利点の中でもとりわけ、想定されるシステムは、Ｃ２およびさらに重い成分の回収を可能にする充分に低い温度を有する脱メタン装置の還流の流れの形成を可能にする。
【００１０】
本発明の主題の一態様においては、天然ガス製品を供給する方法が、−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧを、ＬＮＧ処理ユニットへと供給するステップを含む。別のステップにおいて、気化ＬＮＧが、ＬＮＧ処理ユニットにおいて膨張させられ、膨張させられた気化ＬＮＧの冷却含量が、第１（および、随意による第２）の再圧縮機への供給および還流凝縮器（例えば、脱エタン装置の還流凝縮器）へと冷却をもたらすために使用されて、加熱された気化ＬＮＧの流れが形成される。そのようにして加熱された気化ＬＮＧの流れが、第１および第２の部分へと分割され、第１の部分が凝縮させられて、少なくともＣ２成分の回収に充分な温度を有する脱メタン装置のための還流の流れが形成される一方で、第２の部分が、ターボ膨張させられ、脱メタン装置の塔頂生成物を生成する脱メタン装置へと供給される。
【００１１】
好ましくは、再ガス化ユニットが、ＬＮＧの組成および／または所望されるＣ２回収の関数である温度へとＬＮＧを再ガス化させるように運転され、最も好ましくは、超臨界の気化ＬＮＧが、沖合の（例えば、５０ｋｍを超えて沖合の）再ガス化ユニットから供給される。多くの場合、超臨界のＬＮＧが、少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力を有しており、脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底の臨界圧力（例えば、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間）を少なくとも約１０％下回る圧力で運転される。またさらなる好ましい態様においては、脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底生成物を受け取り、脱メタン装置の動作圧力未満で運転される脱エタン装置へと接続される。所望であれば、超臨界の気化ＬＮＧの一部分の圧力を下げ、脱メタン装置の塔頂生成物と混合してパイプライン製品を形成することもさらに想定される。
【００１２】
したがって、本発明の主題の別の態様においては、ガス処理プラントが、−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧをもたらすように構成されたＬＮＧ気化器を含む。さらに、そのようなプラントが、気化器へと接続され、気化したＬＮＧを膨張させて、冷却された膨張ＬＮＧの流れを形成するように構成された膨張器と、それぞれ第１の再圧縮機への供給および還流凝縮器（脱エタン装置の還流凝縮器）へと冷却をもたらすように構成された第１および第２の熱交換器とを備え、第１および第２の熱交換器が、冷却された膨張ＬＮＧの流れの冷却含量を使用するようにさらに構成されていることで、加熱された気化ＬＮＧの流れが形成される。加熱された気化ＬＮＧの流れの第１の部分を凝縮させるように構成された第３の熱交換器を含んでもよい。そのようなプラントの脱メタン装置は、好ましくは、凝縮させられた第１の部分を還流として受け取って、脱メタン装置の塔頂生成物をもたらすように構成され、ターボ膨張器が、加熱された気化ＬＮＧの流れの第２の部分を膨張させて、脱メタン装置への供給を形成するように構成される。
【００１３】
最も好ましくは、ＬＮＧ気化器が、典型的には少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力のＬＮＧをもたらす沖合の気化器である。本発明の主題によるプラントが、ＬＮＧ気化器へと作用可能に接続され、再ガス化されたＬＮＧの温度をＬＮＧの組成および／または所望されるＣ２回収の関数として制御する制御ユニットを含むことが、またさらに好ましい。さらには、想定されるプラントの脱メタン装置は、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％（例えば、１０〜２０％の間）下回る圧力で運転されるように構成され、最も典型的には、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間の圧力で運転されるように構成される。脱エタン装置が、好ましくは脱メタン装置へと接続され、脱メタン装置が、塔底生成物を脱エタン装置へと供給し、脱エタン装置が、脱メタン装置の動作圧力よりも低い圧力での脱エタン装置の動作を可能にするように構成される。所望であれば、脱メタン装置の塔頂生成物を超臨界の気化ＬＮＧの一部（典型的には、途中まで減圧される）と混合することを可能にする迂回路を備えることができる。
【００１４】
本発明の種々の目的、特徴、態様、および利点が、本発明の好ましい実施形態についての以下の詳細な説明から、さらに明らかになるであろう。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】従来技術の図であり、典型的な沖合のＬＮＧ再ガス化プラントの概略図である。
【図２】本明細書において想定される沖合のＬＮＧ再ガス化プラントの一典型的な構成の概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
本発明者は、ＬＮＧが超臨界圧（例えば、１２００ｐｓｉｇ〜１８００ｐｓｉｇ）で中間温度へと気化させられる簡単かつ効果的な方法で、ＬＮＧの再ガス化および処理が可能であることを発見した。最も好ましくは、そのように気化させられたＬＮＧが、沖合の外気式蒸発器から輸出および／またはＢｔｕ制御のためにＣ２＋の炭化水素を回収する陸上の処理ユニットへと運ばれ、処理ユニットにおいて、比較的低い温度および高い圧力が、ＬＮＧの分留のための冷却の仕事をもたらす。
【００１７】
特に好ましい態様においては、超臨界の気化ＬＮＧが膨張させられ、プロセスの所与のステップに冷却をもたらす種々の別々の流れへと分割される。冷却をもたらした後で、流れは、典型的には、再び合流させられ、必要であれば冷却され、さらには減圧されて、脱メタン装置の還流および供給流を形成する。超臨界の陸上ガスの少なくとも一部分の膨張が、再圧縮機を駆動するための動力および脱エタン装置の還流をもたらすだけでなく、再圧縮機の供給温度を大幅に低下させることも可能にすることは、特に理解されるべきである。より低温の圧縮機の吸入は、以下の式Ｔ２／Ｔ１＝（Ｐ２／Ｐ１）［（γ−１）／γ］に従って再圧縮機の吐出圧力を大幅に高め、ここで、γ＝Ｃｐ／Ｃｖであって、Ｃｐは定圧比熱であり、Ｃｖは定積比熱であり、Ｔ１およびＰ１は、圧縮機の吸入温度および圧力であり、Ｔ２およびＰ２は、圧縮機の吐出温度および圧力である。ガスの吸入温度（Ｔ１）が低いほど、吐出圧力（Ｐ２）は高くなる。別の観点から見ると、ＬＮＧの再ガス化の加熱の少なくとも一部分が、圧縮機の吐出および還流凝縮器からの廃熱によってもたらされ、したがって外部の冷却の必要がなくなる。
【００１８】
さらに、ＬＮＧを中間温度（例えば、約−２０°Ｆ〜２０°Ｆの間）へと気化させることは、さまざまな利点をもたらすことに注意されたい。最も有意には、より低いＬＮＧ再ガス化出口温度（例えば、−２０°Ｆ）は、再ガス化後のＬＮＧが典型的には４０°Ｆの温度を有する従来からのＬＮＧ再ガス化プロセスと比べ、大幅に少ない加熱の仕事（約４０％）しか必要としない。結果として、熱伝達面積が大きくなくてもよく、したがってより小型であって専有面積の少ない外気式の交換器が利用可能となる、加熱の仕事がより少なく、ＭＴＤ（平均温度差）が大きいため、今や沖合の外気式交換器を実現することが可能である。好ましくは、このようにして再ガス化されたＬＮＧが、海底のパイプラインを介して陸上の施設へと運ばれる。さらに後述されるとおり、再ガス化されたＬＮＧの温度が、ＬＮＧの組成および／または所望される陸上でのＣ２＋の回収に依存し、比較的簡単な方法で制御され得ることに注意されたい。
【００１９】
特に好ましい構成においては、想定されるプラントが、２カラム式のプラントとして建設され、第１のカラムが、還流式の脱メタン装置として機能し、第２のカラムが、エタンの塔頂蒸気および塔底のＣ３＋生成物（すなわち、３つ以上の炭素原子を有する化合物を含む生成物）を生成する脱エタン装置として機能する。そのような構成は、供給の流れの温度および分割比を変更することによって、成分の分離の変更ならびに種々のＣ２生成および／またはＢＴＵ制御のレベルを好都合に可能にする。これに代え、あるいはこれに加えて、再ガス化ユニットからの気化ＬＮＧの一部を脱メタン装置の塔頂生成物と混合できるようにする迂回の導管を組み込むことができる。
【００２０】
２カラムのプラント構成の１つの典型的な仕組みが、図２に示されている。ここで、プラントは、ＬＮＧ運搬船５１からＬＮＧを受け取る沖合のＬＮＧ再ガス化ターミナルを備える。ＬＮＧが、積み下ろしアームによって運搬船から沖合のＬＮＧ貯蔵タンク５３へと積み下ろされる。ＬＮＧ貯蔵タンクは、重力にもとづく構造物、海上ＬＮＧ容器、あるいは他の固定または浮上の構造体であってよい。典型的なＬＮＧの組成（流れ１）およびＢＴＵ低減ユニットにおける全体の原料バランスが、表１に示されている。
【表１】
【００２１】
貯蔵タンクからのＬＮＧが、一次ポンプ５２によって、典型的には約１００ｐｓｉｇの中間圧力にされる。本明細書において使用されるとき、用語「約」は、数値との組み合わせにおいて、その数値の絶対値を下回ること２０％から出発してその数値の絶対値を上回ること２０％までの値の範囲（下回ること２０％の値および上回ること２０％の値も含む）を指す。例えば、用語「約−１００°Ｆ」は、−８０°Ｆ〜−１２０°Ｆの範囲を指し、用語「１０００ｐｓｉｇ」は、８００ｐｓｉｇ〜１２００ｐｓｉｇの範囲を指す。上述の加圧されたＬＮＧが、１つ以上の二次ポンプ５４によって、典型的には約１２００ｐｓｉｇ〜約２２００ｐｓｉｇの超臨界圧へとさらに高められ、流れ２が形成される。次いで、超臨界のＬＮＧが、沖合のＬＮＧ気化器８１において典型的には約−２０°Ｆ〜約２０°Ｆにある中間温度へと加熱され、流れ３が形成される。中間温度が、主としてＬＮＧの組成ならびに／あるいは所望のＣ２回収レベルおよび／またはＢＴＵ低減によって決定されることに、注意されたい。最も典型的には、気化器の出口温度が、より高度のＣ２＋抽出および／またはＢｔｕ低減が必要とされる場合に、より低くなる。従来からのＬＮＧ気化器を再ガス化施設に使用することができるが、大気式の気化器あるいは廃熱および／または大気の加熱を利用する中間流体式の気化器を使用することが、通常は好ましい。図２に示されているように、気化設備が沖合に位置することが、通常は好ましい。次いで、このように加熱されたＬＮＧが、海底パイプライン５６（典型的には、熱的に絶縁されている）を介して陸上の施設へと運ばれる。
【００２２】
ひとたび超臨界の気化した流れ５が陸上に達すると、これが２つの部分、すなわち流れ４および流れ１８へと分割されるが、これらの流れの間の比は、所望のＣ２回収またはＢＴＵ低減レベルに応じて決まる。比較的高いＣ２回収のためには、流れ１８および４の間の比がより高くされる一方で、少ないＣ２回収のためには、流れ１８および４の間の比がより低くされる。流れ４は、典型的には、分留ユニットを迂回し、さらなる処理を受けることなく残余のガス流２０と混合され、ガスパイプラインへと供給される販売ガスの流れ２１が形成される。必要であれば、流れ４の圧力が、ほぼパイプラインの圧力へと減圧され、膨張を冷却および／または仕事をもたらすために使用することができる。さらに、余分なエタンの流れ２７も、混合装置（図示されていない）を使用してこのガス流に混合することができる。また、陸上の蒸気の一部分が第１のターボ膨張器を迂回することで、下流の処理ユニットのサイズを小さくすることができ、陸上のＢＴＵ低減ユニットの初期コストが下げられることに、注目されたい。当然ながら、迂回させられる原料の実際の量は、主として、輸入ＬＮＧのＢＴＵ含有量、パイプラインガスの発熱量の要件、ならびに／あるいは所望のＣ２およびＣ３＋生成物の回収に応じて決まる。
【００２３】
流れ１８の圧力が第１のターボ膨張器５７において下げられ、典型的には約１１００ｐｓｉｇの圧力および約３０°Ｆ〜約−６０°Ｆの温度にある流れ６が形成される。最も好ましくは、第１のターボ膨張器５７が、後に、この膨張器へと作動可能に接続される第２の再圧縮機８６を動作させるための圧縮力の一部を提供する。流れ６の冷却含量が、プラントの種々の部分で使用される。最も好ましくは、流れ６の冷却含量が、（ａ）流れ９によって交換器７４において第１の再圧縮機の吐出流３６を冷却するために使用され、（ｂ）流れ８によって交換器７５において第２の再圧縮機の吐出流１９を冷却するために使用され、（ｃ）流れ７によって脱エタン装置還流凝縮器６８において還流凝縮の仕事をもたらすために使用される。このように、冷却の仕事をもたらした後の膨張した蒸気が、２つの部分へと分割され、一方の部分が、第２の膨張器においてさらに膨張して再圧縮機を駆動するための動力をもたらす一方で、他方の部分が、脱メタン装置の塔頂の蒸気によって冷却および凝縮させられ、脱メタン装置への還流をもたらすことを、理解すべきである。典型的には、膨張させられる蒸気の流れの比は、供給ガスの組成、供給ガスの温度、および所望のＣ２回収にもとづいて決定される。
【００２４】
次いで、典型的には、膨張し加熱された流れ（流れ３２、３０、および３４）が混合されて流れ３５が形成され、これが２つの部分、すなわち流れ１１および１２へとさらに分割される。流れ１１および１２の間の比が、必要に応じて、ＢＴＵ低減または所望のＣ２＋回収のさまざまなレベルに合致するように調節されることに、注意されたい。多くのＣ２＋を除去する必要がある場合、流れ１１に対する流れ１２の流量が増やされ、結果として塔頂の交換器６４への還流が増加する。塔頂の交換器において、流れ１２が、典型的には約−９０°Ｆ〜約−１１５°Ｆの温度へと冷却されて、流れ１４が形成される。流れ１４の圧力が、ＪＴバルブ６２において約６００〜約６５０ｐｓｉｇの圧力（脱メタン装置の塔底の臨界圧力よりも少なくとも１０％高い）へと下げられ、脱メタン装置６３への還流１５が形成される。代案として、３つの流れ３０、３２、および３４を必ずしも１つの流れへと組み合わせる必要はなく、２つの流れへと組み合わせてもよい（例えば、流れ３０および３２が組み合わせられて、脱メタン装置への供給として使用できる第１の流れを形成し、流れ３４は、組み合わせられずに、脱メタン装置の還流として使用することができる第２の流れを形成する）。第２のターボ膨張器６１において生成された動力が、好ましくは第１の再圧縮機８５を駆動するために使用される。また、ターボ膨張器６１は、流れ１３を介して供給ガスに冷却をもたらし、脱メタン装置における精留の仕事の一部を提供する。
【００２５】
脱メタン装置カラム６３は、典型的には、約６００ｐｓｉｇ〜約６５０ｐｓｉｇ（あるいは、それ以上）の間の圧力で動作し、塔頂の流れ１６および塔底の流れ２２を生み出す。これら２つの流れの温度が、所望のＣ２＋回収のレベルに応じてさまざまであることに、注意されたい。例えば、高いＣ２回収の際には、塔頂の温度が、好ましくは、エタンおよびより重い成分の回収に必要とされるとおり、約−１１０°Ｆ〜約−１４５°Ｆに保たれる。脱メタン装置カラムの塔底の温度は、横再沸器７３および塔底再沸器７１によって保たれる。より低いＣ２＋回収の際には、塔頂の温度を、塔頂のＣ２成分の一部の拒絶において必要とされるとおり、約−６０°Ｆ〜約−９０°Ｆの温度へと高めることができる。脱メタン装置の塔頂の流れ１６の冷却含量が、熱交換器６４において還流１２に冷却をもたらすことによって回収される。次いで、そのように加熱された流れ１７が、第２のターボ膨張器へと動作可能に接続された圧縮機８５によって圧縮されて、典型的には約−５°Ｆ〜約１０°Ｆの温度にある流れ３６が形成され、流れ３６が、膨張したガス流９の冷却含量を使用して交換器７４においてさらに冷却され、これが、第１のターボ膨張器５７によって駆動される再圧縮機８６によってさらに圧縮され、約８００ｐｓｉｇ〜約１２００ｐｓｉｇの圧力の流れ１９が形成される。必要であれば、残余のガスの圧力を販売ガスのパイプライン圧力へと高め、バイパス流れ４および余分なエタンの流れ２７にさらに混合される流れ２０を形成するために、圧縮機６５を追加することができる。またさらなる好ましい実施形態においては、１つ以上の追加の圧縮機を、高いパイプライン配送圧力が必要とされる場合に追加することができる。圧力を高める前に、流れ１９を冷却して流れ３１を形成するために交換器７５を使用し、その後に流れ３１を、圧縮機６５によって圧縮してもよい。
【００２６】
脱メタン装置カラムの塔底の流れ２２の圧力が、脱エタン装置カラム６７の上部へと入る前に、ＪＴバルブ６６によって約２００〜約４５０ｐｓｉｇの圧力へと下げられ、流れ２３が形成される。脱エタン装置は、典型的には、Ｃ２の豊富な塔頂の液体２８およびＣ３＋塔底生成物の流れ２５を生成するように構成された従来からのカラムである。塔頂の蒸気２４が、膨張した供給ガス流７によってもたらされる冷却によって、還流凝縮器６８において凝縮させられ、流れ２６が形成される（流れ７は、加熱された流れ３４となる）。エタンの流れ２８が、還流ドラム６９において冷却された塔頂の流れ２６から取り出される。流れ２８の一部が、還流ポンプ７０によって送られ、脱エタン装置カラムへの還流としての流れ２９が形成され、別の一部（流れ５５）を、石油化学原料として販売することができる。残りの流れは、製品ガスとの任意の混合のための流れ２７として送られる。脱エタン装置カラムにおける加熱の要件は、外部の熱源を使用する再沸器７２によって供給される。
【００２７】
さらに、脱メタン装置を、外気、廃熱、および／または中間の流体システムからの熱を使用して、低レベルの熱源からの熱で再沸騰させること、および脱エタン装置を、膨張した導入ガスから生成される冷媒を使用して還流させることが、さらに好ましい。より典型的には、想定されるプラントにおいては、脱メタン装置が、これまでに公知のプラントおよび方法における脱メタン装置（典型的には、約４００〜４５０ｐｓｉｇで運転される）よりも大幅に高い圧力で、分留の効率を犠牲にすることなく運転される。したがって、想定される脱メタン装置の圧力は、典型的には、約６００〜約６５０ｐｓｉｇである。より高い脱メタン装置の圧力が、再圧縮機への吸気圧力がより高く、したがって上述の式１に従って再圧縮機の吐出圧力が高められるため、望ましいことに注意されたい。しかしながら、動作圧力は、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％下回るように保たれなければならない。
【００２８】
そのような方法において、膨張した供給ガスの流れが、脱メタン装置塔底生成物をさらに生み出す脱メタン装置において処理され、塔底生成物が、エタン製品およびプロパン含有製品の少なくとも一方を生成すべくより低い圧力で動作する少なくとも１つの下流のカラムにおいてさらに処理されることが、さらに好ましい。想定されるプロセスからのＣ２液体が、販売または石油化学プラントへの輸出に適する一方で、余分なＣ２を、薄い製品ガスに混ぜ合わせてパイプラインの仕様に合致する発熱量および／またはウォッベ指数の販売ガスを形成するために送ることができることに、注意されたい。
【００２９】
したがって、ＬＮＧ再ガス化施設が、ＬＮＧの供給源（例えば、ＬＮＧ運搬船、あるいは海中または海上のＬＮＧタンクまたはキャリア）を受け取る沖合の施設と、供給源に流体的に接続されたポンプとを含み、ポンプがＬＮＧを超臨界圧へと高めることは予測される。沖合の再ガス化ユニット、好ましくは外気式の気化器が、ポンプへと接続され、超臨界のＬＮＧを所定の温度（約−２０°Ｆ〜約２０°Ｆ）へと再ガス化させるべく運転される。最も好ましくは、コントローラが、陸上の分留施設に作用可能に結びつけられ、再ガス化されたＬＮＧの温度を、ガスの組成および所望のＣ２回収に応じて設定する。特に好ましいコントローラは、再ガス化ユニットの動作を制御して、気化した超臨界のＬＮＧの温度を制御し、特に好ましいコントローラは、気化した超臨界のＬＮＧの温度を決定するために、組成情報および／または所望のＣ２回収を使用するようにさらに構成される。
【００３０】
本明細書において使用するために適したさらなる考慮事項、構成、および方法が、ここでの言及によって本明細書に援用されるＷＯ２００６／０６６０１５として公開された本出願人の国際公開パンフレットに記載されている。
【００３１】
このように、沖合でのＬＮＧの再ガス化およびＢＴＵ制御のための特定の実施形態および応用を開示した。しかしながら、すでに述べたものの他にもさらに多数の変形が、本発明の考え方から離れることなく可能であることは、当業者にとって明らかであろう。例えば、想定される構成および方法の沖合部分を、部分的または完全に陸上に配置および／または動作させてもよい。したがって、本発明の主題は、添付の特許請求の範囲の技術的思想を除き、決して限定されない。さらに、明細書および特許請求の範囲の両者の解釈において、すべての用語は、文脈に矛盾しない可能な限り広い様相で解釈されなければならない。特には、用語「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ）」および「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」は、構成要素、成分、またはステップに非排他的な様相で言及しており、言及対象の構成要素、成分、またはステップが存在でき、言及対象の構成要素、成分、またはステップを利用でき、あるいは言及対象の構成要素、成分、またはステップを明示的には言及されない他の構成要素、成分、またはステップと組み合わせてもよいことを示していると解釈されるべきである。さらに、言及によって本明細書に援用される参考文献における用語の定義または使用が、本明細書に提示されるその用語の定義に矛盾または反対する場合には、本明細書に提示されるその用語の定義が適用され、参考文献におけるその用語の定義は採用されない。
【技術分野】
【０００１】
本出願は、２００７年４月１３日に出願された本出願人の同時係属中の米国特許仮出願第６０／９１１７１９号の優先権を主張する。
【０００２】
本発明の分野は、沖合でのＬＮＧ（液化天然ガス）の再ガス化およびその後の陸上の施設での処理に特に関係する天然ガスの処理である。
【背景技術】
【０００３】
沖合でのＬＮＧの再ガス化は、ＬＮＧの輸入において受け入れ得る選択肢となっており、再ガス化させたＬＮＧを海中のパイプラインを介して既存の陸上のパイプライン網へと届けることによって、ＬＮＧの安全性およびセキュリティに関する懸念を好都合に軽減する。しかしながら、そのようにして届けられる再ガス化済みのＬＮＧは、輸入されるＬＮＧが、多くの場合にガス田およびＬＮＧ液化プラントにおけるＮＧＬ（天然ガス液）の回収レベルに応じてきわめてさまざまであるため、常に望ましい組成ならびに発熱量またはウォッベ指数を有するわけではない。
【０００４】
一般に、発熱量（または、ウォッベ指数）を制御するためのＬＮＧの調節は、ＬＮＧをチッ素で希釈することによって陸上で行われる。通常は、ＬＮＧが濃いほど、チッ素希釈の量が増やされる。残念ながら、チッ素希釈が必要であるということは、再ガス化後のＬＮＧの不活性成分の含有量も増加するということであり、１１７０Ｂｔｕ／ｓｃｆという発熱量を有するＬＮＧが輸入される場合、９体積％に達し得る。このチッ素希釈の量は、３体積％の不活性成分という典型的なパイプラインのガスの仕様をはるかに超える。したがって、チッ素希釈によって発熱量を制御するにしても、輸入されるＬＮＧは、１，１００Ｂｔｕ／ｓｃｆ未満の発熱量の供給元に限られなければならず、このことが、ＬＮＧの「スポット市場」戦略を制約している。
【０００５】
従来技術の図１が、典型的な公知の沖合のＬＮＧ再ガス化ターミナル、ならびにガスの加熱およびチッ素による希釈を備える陸上の設備を示している。沖合の施設が、ＬＮＧ運搬船５１からＬＮＧ積み下ろしアーム１を介してＬＮＧ貯蔵タンク５３へとＬＮＧを受け取る。沖合の貯蔵タンクは、固定式または浮上式の設計など、さまざまな種類の設計であってよい（例えば、ＬＮＧはしけ、ＬＮＧ容器、または重力にもとづく構造、など）。積み下ろしおよび通常の蒸発損の際にＬＮＧ船から生じる蒸気は、圧縮によって沖合の燃料ガスシステムへと回収される。典型的には２００ＭＭｓｃｆｄ〜１，２００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧの送出が、一次取り入れポンプ５２によって約１００ｐｓｉｇにされて、二次ポンプ５４へと送られる。典型的には１，２００〜２，０００ｐｓｉｇの高圧のポンプ吐出流２が、ＬＮＧ気化器８１によって４０°Ｆへと加熱され、海中パイプライン５６へと入る流れ３が形成される。１，２００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧセンドアウトの再ガス化の負荷は、典型的なＬＮＧの組成において約６６０ＭＭ Ｂｔｕ／ｈｒである。ひとたびガスが陸上に達すると、ガスの流れ４は、ＪＴバルブ９０において、典型的には８００ｐｓｉｇ〜１，２００ｐｓｉｇであるパイプライン網の圧力まで下げられる。減圧動作のＪＴ効果によって、導入ガスが、４０°Ｆから約−２０°Ｆへと冷却され、流れ５が形成される。パイプラインの温度の仕様に合致するよう、減圧後のガスが、陸上のヒータ９１を使用して再び加熱される。必要な再加熱は、１，２００ＭＭｓｃｆｄのセンドアウトにつき約１２０ＭＭ Ｂｔｕ／ｈｒである。販売ガスの発熱量またはウォッベ指数の制御のために、流れ９５を用いるチッ素による希釈が、販売ガス２１のパイプラインの仕様に合致するように、再加熱後のガスへと注入される。
【０００６】
したがって、従来からの沖合でのＬＮＧ再ガス化方法は、かなりの入熱を必要とする。典型的には、１，２００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧセンドアウトの４０°Ｆへの再ガス化に、海水、燃料ガスの点火、または発電プラントからの廃熱から供給される約７８０ＭＭ Ｂｔｕ／ｈｒの熱の仕事が合計で必要である。結果として、エネルギー効率に優れ、環境に優しい空気式交換機の使用が、大きな土地が必要であるがために、沖合の設備においては、通常は現実的でない。残念ながら、他の種類の公知の気化器は、すべてではないかもしれないが大部分が環境に悪影響を及ぼす。例えば、海水気化器は、付近の海洋生物に壊滅的な打撃を与える傾向にあり、燃料の燃焼の使用は、気体排出物および液体排出物を生じる。沖合のＬＮＧ再ガス化施設のさらなる公知の方法が、例えば米国特許第６，０８９，０２２号明細書に示されているように提案されており、ＬＮＧが、海水を熱源として使用してＬＮＧタンカーの船上で再ガス化された後で、陸上の施設へと移されている。
【０００７】
輸入ＬＮＧのＢｔｕを制御するための他の公知の方法および構成は、再沸器を用いる脱メタン装置においてＬＮＧを気化させること、および脱メタン装置の塔頂を再び液体へと凝縮させ、これをポンプでくみ上げて気化させることを含むプロセスにて、ＬＮＧからＣ２＋の炭化水素を取り除くことである（例えば、米国特許第６，５６４，５７９号明細書を参照されたい）。そのようなプロセスの沖合の設備は、きわめて高価につき、特にはそのようにして生成されるプロパンおよびより重い液体の貯蔵に関連する危険および安全性リスクなど、問題が多い。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
このように、沖合でのＬＮＧの再ガス化について、多数の構成および方法がこの技術分野において知られているが、多数の問題が残されている。例えば、すべての公知の沖合での再ガス化の構成は、排出物を生成し、さらには／あるいは環境への影響が大きい。また、沖合でのＢｔｕおよび発熱量の制御は、多くの場合、コストおよび安全上の懸念ゆえに非現実的である。したがって、沖合でのＬＮＧの再ガス化のための、改善されかつ環境にとって容認可能な方法および構成であって、Ｂｔｕおよび発熱量の制御のために陸上のＬＮＧ処理に効率的に組み合わせることができる方法および構成を提供することに、依然としてニーズが存在している。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明は、ＬＮＧの再ガス化および処理のさまざまなプラント構成および方法であって、ＬＮＧが臨界圧力で中間温度へと気化させられる構成および方法に関する。次いで、そのように再ガス化されたＬＮＧの膨張が、再圧縮機への供給の冷却および還流の凝縮のための別個の冷却の流れをもたらすために使用され、好ましくは、これらの流れが、さらに減圧および冷却される脱メタン装置への供給および還流を形成するために混合される。いくつかの利点の中でもとりわけ、想定されるシステムは、Ｃ２およびさらに重い成分の回収を可能にする充分に低い温度を有する脱メタン装置の還流の流れの形成を可能にする。
【００１０】
本発明の主題の一態様においては、天然ガス製品を供給する方法が、−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧを、ＬＮＧ処理ユニットへと供給するステップを含む。別のステップにおいて、気化ＬＮＧが、ＬＮＧ処理ユニットにおいて膨張させられ、膨張させられた気化ＬＮＧの冷却含量が、第１（および、随意による第２）の再圧縮機への供給および還流凝縮器（例えば、脱エタン装置の還流凝縮器）へと冷却をもたらすために使用されて、加熱された気化ＬＮＧの流れが形成される。そのようにして加熱された気化ＬＮＧの流れが、第１および第２の部分へと分割され、第１の部分が凝縮させられて、少なくともＣ２成分の回収に充分な温度を有する脱メタン装置のための還流の流れが形成される一方で、第２の部分が、ターボ膨張させられ、脱メタン装置の塔頂生成物を生成する脱メタン装置へと供給される。
【００１１】
好ましくは、再ガス化ユニットが、ＬＮＧの組成および／または所望されるＣ２回収の関数である温度へとＬＮＧを再ガス化させるように運転され、最も好ましくは、超臨界の気化ＬＮＧが、沖合の（例えば、５０ｋｍを超えて沖合の）再ガス化ユニットから供給される。多くの場合、超臨界のＬＮＧが、少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力を有しており、脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底の臨界圧力（例えば、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間）を少なくとも約１０％下回る圧力で運転される。またさらなる好ましい態様においては、脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底生成物を受け取り、脱メタン装置の動作圧力未満で運転される脱エタン装置へと接続される。所望であれば、超臨界の気化ＬＮＧの一部分の圧力を下げ、脱メタン装置の塔頂生成物と混合してパイプライン製品を形成することもさらに想定される。
【００１２】
したがって、本発明の主題の別の態様においては、ガス処理プラントが、−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧをもたらすように構成されたＬＮＧ気化器を含む。さらに、そのようなプラントが、気化器へと接続され、気化したＬＮＧを膨張させて、冷却された膨張ＬＮＧの流れを形成するように構成された膨張器と、それぞれ第１の再圧縮機への供給および還流凝縮器（脱エタン装置の還流凝縮器）へと冷却をもたらすように構成された第１および第２の熱交換器とを備え、第１および第２の熱交換器が、冷却された膨張ＬＮＧの流れの冷却含量を使用するようにさらに構成されていることで、加熱された気化ＬＮＧの流れが形成される。加熱された気化ＬＮＧの流れの第１の部分を凝縮させるように構成された第３の熱交換器を含んでもよい。そのようなプラントの脱メタン装置は、好ましくは、凝縮させられた第１の部分を還流として受け取って、脱メタン装置の塔頂生成物をもたらすように構成され、ターボ膨張器が、加熱された気化ＬＮＧの流れの第２の部分を膨張させて、脱メタン装置への供給を形成するように構成される。
【００１３】
最も好ましくは、ＬＮＧ気化器が、典型的には少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力のＬＮＧをもたらす沖合の気化器である。本発明の主題によるプラントが、ＬＮＧ気化器へと作用可能に接続され、再ガス化されたＬＮＧの温度をＬＮＧの組成および／または所望されるＣ２回収の関数として制御する制御ユニットを含むことが、またさらに好ましい。さらには、想定されるプラントの脱メタン装置は、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％（例えば、１０〜２０％の間）下回る圧力で運転されるように構成され、最も典型的には、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間の圧力で運転されるように構成される。脱エタン装置が、好ましくは脱メタン装置へと接続され、脱メタン装置が、塔底生成物を脱エタン装置へと供給し、脱エタン装置が、脱メタン装置の動作圧力よりも低い圧力での脱エタン装置の動作を可能にするように構成される。所望であれば、脱メタン装置の塔頂生成物を超臨界の気化ＬＮＧの一部（典型的には、途中まで減圧される）と混合することを可能にする迂回路を備えることができる。
【００１４】
本発明の種々の目的、特徴、態様、および利点が、本発明の好ましい実施形態についての以下の詳細な説明から、さらに明らかになるであろう。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】従来技術の図であり、典型的な沖合のＬＮＧ再ガス化プラントの概略図である。
【図２】本明細書において想定される沖合のＬＮＧ再ガス化プラントの一典型的な構成の概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
本発明者は、ＬＮＧが超臨界圧（例えば、１２００ｐｓｉｇ〜１８００ｐｓｉｇ）で中間温度へと気化させられる簡単かつ効果的な方法で、ＬＮＧの再ガス化および処理が可能であることを発見した。最も好ましくは、そのように気化させられたＬＮＧが、沖合の外気式蒸発器から輸出および／またはＢｔｕ制御のためにＣ２＋の炭化水素を回収する陸上の処理ユニットへと運ばれ、処理ユニットにおいて、比較的低い温度および高い圧力が、ＬＮＧの分留のための冷却の仕事をもたらす。
【００１７】
特に好ましい態様においては、超臨界の気化ＬＮＧが膨張させられ、プロセスの所与のステップに冷却をもたらす種々の別々の流れへと分割される。冷却をもたらした後で、流れは、典型的には、再び合流させられ、必要であれば冷却され、さらには減圧されて、脱メタン装置の還流および供給流を形成する。超臨界の陸上ガスの少なくとも一部分の膨張が、再圧縮機を駆動するための動力および脱エタン装置の還流をもたらすだけでなく、再圧縮機の供給温度を大幅に低下させることも可能にすることは、特に理解されるべきである。より低温の圧縮機の吸入は、以下の式Ｔ２／Ｔ１＝（Ｐ２／Ｐ１）［（γ−１）／γ］に従って再圧縮機の吐出圧力を大幅に高め、ここで、γ＝Ｃｐ／Ｃｖであって、Ｃｐは定圧比熱であり、Ｃｖは定積比熱であり、Ｔ１およびＰ１は、圧縮機の吸入温度および圧力であり、Ｔ２およびＰ２は、圧縮機の吐出温度および圧力である。ガスの吸入温度（Ｔ１）が低いほど、吐出圧力（Ｐ２）は高くなる。別の観点から見ると、ＬＮＧの再ガス化の加熱の少なくとも一部分が、圧縮機の吐出および還流凝縮器からの廃熱によってもたらされ、したがって外部の冷却の必要がなくなる。
【００１８】
さらに、ＬＮＧを中間温度（例えば、約−２０°Ｆ〜２０°Ｆの間）へと気化させることは、さまざまな利点をもたらすことに注意されたい。最も有意には、より低いＬＮＧ再ガス化出口温度（例えば、−２０°Ｆ）は、再ガス化後のＬＮＧが典型的には４０°Ｆの温度を有する従来からのＬＮＧ再ガス化プロセスと比べ、大幅に少ない加熱の仕事（約４０％）しか必要としない。結果として、熱伝達面積が大きくなくてもよく、したがってより小型であって専有面積の少ない外気式の交換器が利用可能となる、加熱の仕事がより少なく、ＭＴＤ（平均温度差）が大きいため、今や沖合の外気式交換器を実現することが可能である。好ましくは、このようにして再ガス化されたＬＮＧが、海底のパイプラインを介して陸上の施設へと運ばれる。さらに後述されるとおり、再ガス化されたＬＮＧの温度が、ＬＮＧの組成および／または所望される陸上でのＣ２＋の回収に依存し、比較的簡単な方法で制御され得ることに注意されたい。
【００１９】
特に好ましい構成においては、想定されるプラントが、２カラム式のプラントとして建設され、第１のカラムが、還流式の脱メタン装置として機能し、第２のカラムが、エタンの塔頂蒸気および塔底のＣ３＋生成物（すなわち、３つ以上の炭素原子を有する化合物を含む生成物）を生成する脱エタン装置として機能する。そのような構成は、供給の流れの温度および分割比を変更することによって、成分の分離の変更ならびに種々のＣ２生成および／またはＢＴＵ制御のレベルを好都合に可能にする。これに代え、あるいはこれに加えて、再ガス化ユニットからの気化ＬＮＧの一部を脱メタン装置の塔頂生成物と混合できるようにする迂回の導管を組み込むことができる。
【００２０】
２カラムのプラント構成の１つの典型的な仕組みが、図２に示されている。ここで、プラントは、ＬＮＧ運搬船５１からＬＮＧを受け取る沖合のＬＮＧ再ガス化ターミナルを備える。ＬＮＧが、積み下ろしアームによって運搬船から沖合のＬＮＧ貯蔵タンク５３へと積み下ろされる。ＬＮＧ貯蔵タンクは、重力にもとづく構造物、海上ＬＮＧ容器、あるいは他の固定または浮上の構造体であってよい。典型的なＬＮＧの組成（流れ１）およびＢＴＵ低減ユニットにおける全体の原料バランスが、表１に示されている。
【表１】
【００２１】
貯蔵タンクからのＬＮＧが、一次ポンプ５２によって、典型的には約１００ｐｓｉｇの中間圧力にされる。本明細書において使用されるとき、用語「約」は、数値との組み合わせにおいて、その数値の絶対値を下回ること２０％から出発してその数値の絶対値を上回ること２０％までの値の範囲（下回ること２０％の値および上回ること２０％の値も含む）を指す。例えば、用語「約−１００°Ｆ」は、−８０°Ｆ〜−１２０°Ｆの範囲を指し、用語「１０００ｐｓｉｇ」は、８００ｐｓｉｇ〜１２００ｐｓｉｇの範囲を指す。上述の加圧されたＬＮＧが、１つ以上の二次ポンプ５４によって、典型的には約１２００ｐｓｉｇ〜約２２００ｐｓｉｇの超臨界圧へとさらに高められ、流れ２が形成される。次いで、超臨界のＬＮＧが、沖合のＬＮＧ気化器８１において典型的には約−２０°Ｆ〜約２０°Ｆにある中間温度へと加熱され、流れ３が形成される。中間温度が、主としてＬＮＧの組成ならびに／あるいは所望のＣ２回収レベルおよび／またはＢＴＵ低減によって決定されることに、注意されたい。最も典型的には、気化器の出口温度が、より高度のＣ２＋抽出および／またはＢｔｕ低減が必要とされる場合に、より低くなる。従来からのＬＮＧ気化器を再ガス化施設に使用することができるが、大気式の気化器あるいは廃熱および／または大気の加熱を利用する中間流体式の気化器を使用することが、通常は好ましい。図２に示されているように、気化設備が沖合に位置することが、通常は好ましい。次いで、このように加熱されたＬＮＧが、海底パイプライン５６（典型的には、熱的に絶縁されている）を介して陸上の施設へと運ばれる。
【００２２】
ひとたび超臨界の気化した流れ５が陸上に達すると、これが２つの部分、すなわち流れ４および流れ１８へと分割されるが、これらの流れの間の比は、所望のＣ２回収またはＢＴＵ低減レベルに応じて決まる。比較的高いＣ２回収のためには、流れ１８および４の間の比がより高くされる一方で、少ないＣ２回収のためには、流れ１８および４の間の比がより低くされる。流れ４は、典型的には、分留ユニットを迂回し、さらなる処理を受けることなく残余のガス流２０と混合され、ガスパイプラインへと供給される販売ガスの流れ２１が形成される。必要であれば、流れ４の圧力が、ほぼパイプラインの圧力へと減圧され、膨張を冷却および／または仕事をもたらすために使用することができる。さらに、余分なエタンの流れ２７も、混合装置（図示されていない）を使用してこのガス流に混合することができる。また、陸上の蒸気の一部分が第１のターボ膨張器を迂回することで、下流の処理ユニットのサイズを小さくすることができ、陸上のＢＴＵ低減ユニットの初期コストが下げられることに、注目されたい。当然ながら、迂回させられる原料の実際の量は、主として、輸入ＬＮＧのＢＴＵ含有量、パイプラインガスの発熱量の要件、ならびに／あるいは所望のＣ２およびＣ３＋生成物の回収に応じて決まる。
【００２３】
流れ１８の圧力が第１のターボ膨張器５７において下げられ、典型的には約１１００ｐｓｉｇの圧力および約３０°Ｆ〜約−６０°Ｆの温度にある流れ６が形成される。最も好ましくは、第１のターボ膨張器５７が、後に、この膨張器へと作動可能に接続される第２の再圧縮機８６を動作させるための圧縮力の一部を提供する。流れ６の冷却含量が、プラントの種々の部分で使用される。最も好ましくは、流れ６の冷却含量が、（ａ）流れ９によって交換器７４において第１の再圧縮機の吐出流３６を冷却するために使用され、（ｂ）流れ８によって交換器７５において第２の再圧縮機の吐出流１９を冷却するために使用され、（ｃ）流れ７によって脱エタン装置還流凝縮器６８において還流凝縮の仕事をもたらすために使用される。このように、冷却の仕事をもたらした後の膨張した蒸気が、２つの部分へと分割され、一方の部分が、第２の膨張器においてさらに膨張して再圧縮機を駆動するための動力をもたらす一方で、他方の部分が、脱メタン装置の塔頂の蒸気によって冷却および凝縮させられ、脱メタン装置への還流をもたらすことを、理解すべきである。典型的には、膨張させられる蒸気の流れの比は、供給ガスの組成、供給ガスの温度、および所望のＣ２回収にもとづいて決定される。
【００２４】
次いで、典型的には、膨張し加熱された流れ（流れ３２、３０、および３４）が混合されて流れ３５が形成され、これが２つの部分、すなわち流れ１１および１２へとさらに分割される。流れ１１および１２の間の比が、必要に応じて、ＢＴＵ低減または所望のＣ２＋回収のさまざまなレベルに合致するように調節されることに、注意されたい。多くのＣ２＋を除去する必要がある場合、流れ１１に対する流れ１２の流量が増やされ、結果として塔頂の交換器６４への還流が増加する。塔頂の交換器において、流れ１２が、典型的には約−９０°Ｆ〜約−１１５°Ｆの温度へと冷却されて、流れ１４が形成される。流れ１４の圧力が、ＪＴバルブ６２において約６００〜約６５０ｐｓｉｇの圧力（脱メタン装置の塔底の臨界圧力よりも少なくとも１０％高い）へと下げられ、脱メタン装置６３への還流１５が形成される。代案として、３つの流れ３０、３２、および３４を必ずしも１つの流れへと組み合わせる必要はなく、２つの流れへと組み合わせてもよい（例えば、流れ３０および３２が組み合わせられて、脱メタン装置への供給として使用できる第１の流れを形成し、流れ３４は、組み合わせられずに、脱メタン装置の還流として使用することができる第２の流れを形成する）。第２のターボ膨張器６１において生成された動力が、好ましくは第１の再圧縮機８５を駆動するために使用される。また、ターボ膨張器６１は、流れ１３を介して供給ガスに冷却をもたらし、脱メタン装置における精留の仕事の一部を提供する。
【００２５】
脱メタン装置カラム６３は、典型的には、約６００ｐｓｉｇ〜約６５０ｐｓｉｇ（あるいは、それ以上）の間の圧力で動作し、塔頂の流れ１６および塔底の流れ２２を生み出す。これら２つの流れの温度が、所望のＣ２＋回収のレベルに応じてさまざまであることに、注意されたい。例えば、高いＣ２回収の際には、塔頂の温度が、好ましくは、エタンおよびより重い成分の回収に必要とされるとおり、約−１１０°Ｆ〜約−１４５°Ｆに保たれる。脱メタン装置カラムの塔底の温度は、横再沸器７３および塔底再沸器７１によって保たれる。より低いＣ２＋回収の際には、塔頂の温度を、塔頂のＣ２成分の一部の拒絶において必要とされるとおり、約−６０°Ｆ〜約−９０°Ｆの温度へと高めることができる。脱メタン装置の塔頂の流れ１６の冷却含量が、熱交換器６４において還流１２に冷却をもたらすことによって回収される。次いで、そのように加熱された流れ１７が、第２のターボ膨張器へと動作可能に接続された圧縮機８５によって圧縮されて、典型的には約−５°Ｆ〜約１０°Ｆの温度にある流れ３６が形成され、流れ３６が、膨張したガス流９の冷却含量を使用して交換器７４においてさらに冷却され、これが、第１のターボ膨張器５７によって駆動される再圧縮機８６によってさらに圧縮され、約８００ｐｓｉｇ〜約１２００ｐｓｉｇの圧力の流れ１９が形成される。必要であれば、残余のガスの圧力を販売ガスのパイプライン圧力へと高め、バイパス流れ４および余分なエタンの流れ２７にさらに混合される流れ２０を形成するために、圧縮機６５を追加することができる。またさらなる好ましい実施形態においては、１つ以上の追加の圧縮機を、高いパイプライン配送圧力が必要とされる場合に追加することができる。圧力を高める前に、流れ１９を冷却して流れ３１を形成するために交換器７５を使用し、その後に流れ３１を、圧縮機６５によって圧縮してもよい。
【００２６】
脱メタン装置カラムの塔底の流れ２２の圧力が、脱エタン装置カラム６７の上部へと入る前に、ＪＴバルブ６６によって約２００〜約４５０ｐｓｉｇの圧力へと下げられ、流れ２３が形成される。脱エタン装置は、典型的には、Ｃ２の豊富な塔頂の液体２８およびＣ３＋塔底生成物の流れ２５を生成するように構成された従来からのカラムである。塔頂の蒸気２４が、膨張した供給ガス流７によってもたらされる冷却によって、還流凝縮器６８において凝縮させられ、流れ２６が形成される（流れ７は、加熱された流れ３４となる）。エタンの流れ２８が、還流ドラム６９において冷却された塔頂の流れ２６から取り出される。流れ２８の一部が、還流ポンプ７０によって送られ、脱エタン装置カラムへの還流としての流れ２９が形成され、別の一部（流れ５５）を、石油化学原料として販売することができる。残りの流れは、製品ガスとの任意の混合のための流れ２７として送られる。脱エタン装置カラムにおける加熱の要件は、外部の熱源を使用する再沸器７２によって供給される。
【００２７】
さらに、脱メタン装置を、外気、廃熱、および／または中間の流体システムからの熱を使用して、低レベルの熱源からの熱で再沸騰させること、および脱エタン装置を、膨張した導入ガスから生成される冷媒を使用して還流させることが、さらに好ましい。より典型的には、想定されるプラントにおいては、脱メタン装置が、これまでに公知のプラントおよび方法における脱メタン装置（典型的には、約４００〜４５０ｐｓｉｇで運転される）よりも大幅に高い圧力で、分留の効率を犠牲にすることなく運転される。したがって、想定される脱メタン装置の圧力は、典型的には、約６００〜約６５０ｐｓｉｇである。より高い脱メタン装置の圧力が、再圧縮機への吸気圧力がより高く、したがって上述の式１に従って再圧縮機の吐出圧力が高められるため、望ましいことに注意されたい。しかしながら、動作圧力は、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％下回るように保たれなければならない。
【００２８】
そのような方法において、膨張した供給ガスの流れが、脱メタン装置塔底生成物をさらに生み出す脱メタン装置において処理され、塔底生成物が、エタン製品およびプロパン含有製品の少なくとも一方を生成すべくより低い圧力で動作する少なくとも１つの下流のカラムにおいてさらに処理されることが、さらに好ましい。想定されるプロセスからのＣ２液体が、販売または石油化学プラントへの輸出に適する一方で、余分なＣ２を、薄い製品ガスに混ぜ合わせてパイプラインの仕様に合致する発熱量および／またはウォッベ指数の販売ガスを形成するために送ることができることに、注意されたい。
【００２９】
したがって、ＬＮＧ再ガス化施設が、ＬＮＧの供給源（例えば、ＬＮＧ運搬船、あるいは海中または海上のＬＮＧタンクまたはキャリア）を受け取る沖合の施設と、供給源に流体的に接続されたポンプとを含み、ポンプがＬＮＧを超臨界圧へと高めることは予測される。沖合の再ガス化ユニット、好ましくは外気式の気化器が、ポンプへと接続され、超臨界のＬＮＧを所定の温度（約−２０°Ｆ〜約２０°Ｆ）へと再ガス化させるべく運転される。最も好ましくは、コントローラが、陸上の分留施設に作用可能に結びつけられ、再ガス化されたＬＮＧの温度を、ガスの組成および所望のＣ２回収に応じて設定する。特に好ましいコントローラは、再ガス化ユニットの動作を制御して、気化した超臨界のＬＮＧの温度を制御し、特に好ましいコントローラは、気化した超臨界のＬＮＧの温度を決定するために、組成情報および／または所望のＣ２回収を使用するようにさらに構成される。
【００３０】
本明細書において使用するために適したさらなる考慮事項、構成、および方法が、ここでの言及によって本明細書に援用されるＷＯ２００６／０６６０１５として公開された本出願人の国際公開パンフレットに記載されている。
【００３１】
このように、沖合でのＬＮＧの再ガス化およびＢＴＵ制御のための特定の実施形態および応用を開示した。しかしながら、すでに述べたものの他にもさらに多数の変形が、本発明の考え方から離れることなく可能であることは、当業者にとって明らかであろう。例えば、想定される構成および方法の沖合部分を、部分的または完全に陸上に配置および／または動作させてもよい。したがって、本発明の主題は、添付の特許請求の範囲の技術的思想を除き、決して限定されない。さらに、明細書および特許請求の範囲の両者の解釈において、すべての用語は、文脈に矛盾しない可能な限り広い様相で解釈されなければならない。特には、用語「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ）」および「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」は、構成要素、成分、またはステップに非排他的な様相で言及しており、言及対象の構成要素、成分、またはステップが存在でき、言及対象の構成要素、成分、またはステップを利用でき、あるいは言及対象の構成要素、成分、またはステップを明示的には言及されない他の構成要素、成分、またはステップと組み合わせてもよいことを示していると解釈されるべきである。さらに、言及によって本明細書に援用される参考文献における用語の定義または使用が、本明細書に提示されるその用語の定義に矛盾または反対する場合には、本明細書に提示されるその用語の定義が適用され、参考文献におけるその用語の定義は採用されない。
【特許請求の範囲】
【請求項１】
天然ガス製品を供給する方法であって、
−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧを、ＬＮＧ処理ユニットへと供給するステップ、
ＬＮＧ処理ユニットの気化ＬＮＧを膨張させ、膨張させた気化ＬＮＧの冷却含量を使用して第１の再圧縮機への供給および還流凝縮器へと冷却をもたらすステップであって、これにより加熱された気化ＬＮＧの流れを形成する、ステップ、
加熱された気化ＬＮＧの流れを、第１および第２の部分へと分割するステップ、
少なくともＣ２成分の回収に充分な温度を有する還流の流れを、脱メタン装置のために形成するように第１の部分を凝縮させ、さらに第２の部分をターボ膨張させ、膨張させた第２の部分を脱メタン装置へと供給するステップ、および
脱メタン装置の塔頂生成物を生成するステップを含む、方法。
【請求項２】
再ガス化ユニットが、ＬＮＧの組成および所望されるＣ２回収の少なくとも一方の関数である温度へとＬＮＧを再ガス化させるように運転される、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
超臨界の気化ＬＮＧが、沖合の再ガス化ユニットから供給される、請求項１に記載の方法。
【請求項４】
超臨界のＬＮＧが、少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力を有する、請求項１に記載の方法。
【請求項５】
脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％下回る圧力で運転される、請求項１に記載の方法。
【請求項６】
脱メタン装置が、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間の圧力で運転される、請求項４に記載の方法。
【請求項７】
脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底生成物を受け取り、脱メタン装置の動作圧力よりも低い圧力で運転される脱エタン装置へと接続されている、請求項１に記載の方法。
【請求項８】
超臨界の気化ＬＮＧの一部分の圧力を減圧し、この減圧された一部分を脱メタン装置の塔頂生成物と混合してパイプライン製品を形成するステップをさらに含む、請求項１に記載の方法。
【請求項９】
膨張させた気化ＬＮＧの冷却含量を使用して、第２の再圧縮機への供給へと冷却をもたらすステップをさらに含む、請求項１に記載の方法。
【請求項１０】
還流凝縮器が、脱エタン装置の還流凝縮器である、請求項１に記載の方法。
【請求項１１】
−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧをもたらすように構成されたＬＮＧ気化器、
気化器へと接続され、気化したＬＮＧを膨張させて、冷却された膨張ＬＮＧの流れを形成するように構成された膨張器、
それぞれ第１の再圧縮機への供給および還流凝縮器へと冷却をもたらし、冷却された膨張ＬＮＧの流れの冷却含量を使用して、加熱された気化ＬＮＧの流れを形成するように構成された第１および第２の熱交換器、
加熱された気化ＬＮＧの流れの第１の部分を凝縮させるように構成された第３の熱交換器、また、凝縮させた第１の部分を還流として受け取るように構成され、塔頂生成物をもたらすようにさらに構成された脱メタン装置、および
加熱された気化ＬＮＧの流れの第２の部分を膨張させて、脱メタン装置への供給を形成するように構成されたターボ膨張器
を備える、ガス処理プラント。
【請求項１２】
ＬＮＧ気化器が、沖合の気化器である、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１３】
ＬＮＧ気化器が、少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力のＬＮＧをもたらすように構成されている、請求項１２に記載のプラント。
【請求項１４】
ＬＮＧ気化器へと作用可能に接続された制御ユニットをさらに備え、制御ユニットが、再ガス化されたＬＮＧの温度を、ＬＮＧの組成および所望されるＣ２回収の少なくとも一方の関数として制御するように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１５】
脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％下回る圧力で運転されるように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１６】
脱メタン装置が、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間の圧力での運転を可能にするように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１７】
塔底生成物を脱エタン装置へ供給する脱メタン装置へ、流体的に接続された脱エタン装置をさらに備える、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１８】
脱エタン装置が、脱メタン装置の動作圧力よりも低い圧力での脱エタン装置の動作を可能にするように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１９】
脱メタン装置の塔頂生成物を超臨界の気化ＬＮＧの一部と混合することを可能にする迂回路をさらに備える、請求項１１に記載のプラント。
【請求項２０】
還流凝縮器が、脱エタン装置の還流凝縮器である、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１】
天然ガス製品を供給する方法であって、
−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧを、ＬＮＧ処理ユニットへと供給するステップ、
ＬＮＧ処理ユニットの気化ＬＮＧを膨張させ、膨張させた気化ＬＮＧの冷却含量を使用して第１の再圧縮機への供給および還流凝縮器へと冷却をもたらすステップであって、これにより加熱された気化ＬＮＧの流れを形成する、ステップ、
加熱された気化ＬＮＧの流れを、第１および第２の部分へと分割するステップ、
少なくともＣ２成分の回収に充分な温度を有する還流の流れを、脱メタン装置のために形成するように第１の部分を凝縮させ、さらに第２の部分をターボ膨張させ、膨張させた第２の部分を脱メタン装置へと供給するステップ、および
脱メタン装置の塔頂生成物を生成するステップを含む、方法。
【請求項２】
再ガス化ユニットが、ＬＮＧの組成および所望されるＣ２回収の少なくとも一方の関数である温度へとＬＮＧを再ガス化させるように運転される、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
超臨界の気化ＬＮＧが、沖合の再ガス化ユニットから供給される、請求項１に記載の方法。
【請求項４】
超臨界のＬＮＧが、少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力を有する、請求項１に記載の方法。
【請求項５】
脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％下回る圧力で運転される、請求項１に記載の方法。
【請求項６】
脱メタン装置が、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間の圧力で運転される、請求項４に記載の方法。
【請求項７】
脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底生成物を受け取り、脱メタン装置の動作圧力よりも低い圧力で運転される脱エタン装置へと接続されている、請求項１に記載の方法。
【請求項８】
超臨界の気化ＬＮＧの一部分の圧力を減圧し、この減圧された一部分を脱メタン装置の塔頂生成物と混合してパイプライン製品を形成するステップをさらに含む、請求項１に記載の方法。
【請求項９】
膨張させた気化ＬＮＧの冷却含量を使用して、第２の再圧縮機への供給へと冷却をもたらすステップをさらに含む、請求項１に記載の方法。
【請求項１０】
還流凝縮器が、脱エタン装置の還流凝縮器である、請求項１に記載の方法。
【請求項１１】
−２０°Ｆ〜２０°Ｆの温度にある超臨界の気化ＬＮＧをもたらすように構成されたＬＮＧ気化器、
気化器へと接続され、気化したＬＮＧを膨張させて、冷却された膨張ＬＮＧの流れを形成するように構成された膨張器、
それぞれ第１の再圧縮機への供給および還流凝縮器へと冷却をもたらし、冷却された膨張ＬＮＧの流れの冷却含量を使用して、加熱された気化ＬＮＧの流れを形成するように構成された第１および第２の熱交換器、
加熱された気化ＬＮＧの流れの第１の部分を凝縮させるように構成された第３の熱交換器、また、凝縮させた第１の部分を還流として受け取るように構成され、塔頂生成物をもたらすようにさらに構成された脱メタン装置、および
加熱された気化ＬＮＧの流れの第２の部分を膨張させて、脱メタン装置への供給を形成するように構成されたターボ膨張器
を備える、ガス処理プラント。
【請求項１２】
ＬＮＧ気化器が、沖合の気化器である、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１３】
ＬＮＧ気化器が、少なくとも１２００ｐｓｉｇの圧力のＬＮＧをもたらすように構成されている、請求項１２に記載のプラント。
【請求項１４】
ＬＮＧ気化器へと作用可能に接続された制御ユニットをさらに備え、制御ユニットが、再ガス化されたＬＮＧの温度を、ＬＮＧの組成および所望されるＣ２回収の少なくとも一方の関数として制御するように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１５】
脱メタン装置が、脱メタン装置の塔底の臨界圧力を少なくとも約１０％下回る圧力で運転されるように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１６】
脱メタン装置が、約５５０ｐｓｉｇ〜７００ｐｓｉｇの間の圧力での運転を可能にするように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１７】
塔底生成物を脱エタン装置へ供給する脱メタン装置へ、流体的に接続された脱エタン装置をさらに備える、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１８】
脱エタン装置が、脱メタン装置の動作圧力よりも低い圧力での脱エタン装置の動作を可能にするように構成されている、請求項１１に記載のプラント。
【請求項１９】
脱メタン装置の塔頂生成物を超臨界の気化ＬＮＧの一部と混合することを可能にする迂回路をさらに備える、請求項１１に記載のプラント。
【請求項２０】
還流凝縮器が、脱エタン装置の還流凝縮器である、請求項１１に記載のプラント。
【図１】
【図２】
【図２】
【公表番号】特表２０１０−５２３９２１（Ｐ２０１０−５２３９２１Ａ）
【公表日】平成２２年７月１５日（２０１０．７．１５）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１０−５０２９９１（Ｐ２０１０−５０２９９１）
【出願日】平成１９年１２月２０日（２００７．１２．２０）
【国際出願番号】ＰＣＴ／ＵＳ２００７／０２６２８１
【国際公開番号】ＷＯ２００８／１２７３２６
【国際公開日】平成２０年１０月２３日（２００８．１０．２３）
【出願人】（５０６３５４４３４）フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン (35)
【Ｆターム（参考）】
【公表日】平成２２年７月１５日（２０１０．７．１５）
【国際特許分類】
【出願日】平成１９年１２月２０日（２００７．１２．２０）
【国際出願番号】ＰＣＴ／ＵＳ２００７／０２６２８１
【国際公開番号】ＷＯ２００８／１２７３２６
【国際公開日】平成２０年１０月２３日（２００８．１０．２３）
【出願人】（５０６３５４４３４）フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン (35)
【Ｆターム（参考）】
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