JP6800977B2 - 高圧圧縮及び膨張による天然ガスの予冷 - Google Patents

Description

〔関連出願への相互参照〕
この出願は、引用によって本明細書にその全体が組み込まれる「高圧圧縮及び膨張による天然ガスの予冷」というタイトルの２０１５年１２月１４日出願の米国仮特許出願第６２／２６６，９８５号の利益を主張するものである。

この出願は、全てが共通の発明者及び譲受人を有し、本明細書と同じ日付で出願され、その開示が全体的に本明細書に引用によって組み込まれている「液化窒素を使用して液化天然ガスから窒素を分離する方法及びシステム」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９７６号明細書、「液体窒素により高められた膨張器ベースのＬＮＧ生産工程」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９７９号明細書、及び「液体窒素を格納するＬＮＧ運搬船上での天然ガス液化の方法」という名称の米国仮特許出願第６２／２６６，９８３号明細書に関連している。

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための天然ガスの液化に関し、より具体的には、主要な施設の建設及び／又は保守、及び／又は従来のＬＮＧプラントの環境への影響が有害である場合がある遠隔又は影響を受けやすい区域内のＬＮＧの生産に関する。

ＬＮＧ生産は、天然ガスの豊富な供給を有する場所から天然ガスの力強い需要を有する遠隔場所まで天然ガスを供給する急速に成長中の手段である。従来のＬＮＧ生産サイクルは、ａ）水、硫黄化合物、及び二酸化炭素のような汚染物質を除去するための天然ガスリソースの初期処理、ｂ）自己冷凍、外部冷凍、希薄オイル、その他を含む様々な可能な方法によるプロパン、ブタン、ペンタンなどのような一部の重質炭化水素ガスの分離、ｃ）ほぼ大気圧及び約−１６０℃で液化天然ガスを形成するように実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍、ｄ）この目的に対して設計された船又はタンカーでのＬＮＧ製品の市場場所への輸送、ｅ）天然ガス消費者に配給することができる加圧天然ガスへの再ガス化プラントでのＬＮＧの再加圧及び再ガス化を含む。従来のＬＮＧサイクルの段階（ｃ）は、実質的な炭素及び他の放出物を放出する大型ガスタービンドライバによって多くの場合に電力供給される大型冷凍圧縮器の使用を通常は必要とする。数十億の米ドル及び大規模インフラストラクチャーにおける大型資本投資が、液化プラントの一部として要求される。従来のＬＮＧサイクルの段階（ｅ）は、一般的に、極低温ポンプを使用して所要圧力までＬＮＧを再加圧する段階と、次に、中間流体を通して最終的には海水と熱を交換することにより、又はＬＮＧを加熱して蒸発させるために天然ガスの一部分を燃焼させることによって加圧天然ガスまでＬＮＧを再ガス化する段階とを含む。

ＬＮＧ生産は一般的に公知であるが、技術の改善は、ＬＮＧ業界においてその主導的地位を維持する時に依然としてＬＮＧ生産者に有意な機会を与えることができる。例えば、浮遊式ＬＮＧ（ＦＬＮＧ）は、ＬＮＧを生産するための比較的新しい技術オプションである。この技術は、はしけ又は船のような浮遊構造体上でのガス処理及び液化施設の建設を伴う。ＦＬＮＧは、経済的に海岸までのガスパイプラインを建設することができない沖合残置ガスを収益化するための技術的ソリューションである。ＦＬＮＧはまた、遠隔、環境的に敏感、及び／又は政治的に困難な領域に位置付けられた陸上及び沿岸のガス田に対して益々考慮されている。この技術は、それが生産現場で縮小した環境的フットプリントを有するという点で従来の陸上ＬＮＧに優るある一定の利点を有する。この技術はまた、ＬＮＧ施設の大部分がより低い労賃及び契約締結リスクの低減を有する造船所において建設されるので、より迅速かつより安いコストでプロジェクトを引き渡すことができる。

ＦＬＮＧは、従来の陸上ＬＮＧに優るいくつかの利点を有するが、技術の適用において有意な技術的な問題が残っている。例えば、ＦＬＮＧ構造は、多くの場合に陸上ＬＮＧプラントに利用可能であると考えられるものの４分の１未満の面積又は空間に同じレベルのガス処理及び液化を提供する必要がある。この理由のために、液化施設のフットプリントを縮小し、一方でその容量を維持し、それによって全体プロジェクトコストを低減する技術を開発する必要性がある。ＦＬＮＧプロジェクトに対して使用するためのいくつかの液化技術が提案されている。主導的技術は、単一混合冷媒（ＳＭＲ）工程、二重混合冷媒（ＤＭＲ）工程、及び膨張器ベースの（又は膨張）工程を含む。

ＤＭＲ工程とは異なり、ＳＭＲ工程は、完全な液化工程に関連付けられた全ての機器及びバルクを単一ＦＬＮＧモジュール内に適合させる利点を有する。ＳＭＲ液化モジュールは、完全なＳＭＲトレインとしてＦＬＮＧ構造体の上甲板上に配置される。この「ボックス内ＬＮＧ」概念は、それが、ＦＬＮＧ構造体を建設する場所とは異なる場所でＳＭＲトレインの試験及び試運転を可能にするので、ＦＬＮＧプロジェクトの引き渡しに好ましい。それはまた、それが、労賃が従来の製作ヤードでの労賃よりも高くなる傾向がある造船所での労働時間を短縮するので、労働コストの低減を可能にすることができる。ＳＭＲ工程は、他の混合冷媒工程と比較する時に比較的効率的、簡単、及び小型の冷媒工程であるという追加の利点を有する。更に、ＳＭＲ液化工程は、典型的には、膨張器ベースの液化工程よりも１５％〜２０％効率的である。

ＦＬＮＧプロジェクト内のＬＮＧ液化のためのＳＭＲ工程の選択は、その利点を有するが、ＳＭＲ工程にはいくつかの欠点がある。例えば、プロパンのような可燃性冷媒の所要の使用及び貯蔵は、ＦＬＮＧに対する損失防止問題を有意に高める。ＳＭＲ工程はまた、容量が限られており、これは、望ましいＬＮＧ生産に達するのに必要なトレイン数を増大する。これらの理由及び他のために、有意な量の上甲板空間及び重量がＳＭＲトレインに必要である。上甲板空間及び重量は、ＦＬＮＧプロジェクトコストに対する有意なドライバであるので、ＳＭＲ液化工程を改善して上甲板空間、重量、及び複雑性を更に低減し、それによってプロジェクト経済性を改善する必要性が残っている。

膨張器ベースの工程は、それをＦＩＮＧプロジェクトに対して十分に適切にするいくつかの利点を有する。最も有意な利点は、この技術が外部炭化水素冷媒の必要なく液化を提供することである。プロパン貯蔵のような液体炭化水素冷媒在庫を除去することで、ＦＬＮＧプロジェクトに関する安全性の懸念を有意に軽減する。混合冷媒工程と比較して膨張器ベースの工程の追加の利点は、主要冷媒が気相にほとんど留まるので、膨張器ベースの工程が沖合の運動に対してあまり敏感でない点である。しかし、１年当たり２百万トン（ＭＴＡ）を超えるＬＮＧ生産を有するＦＬＮＧプロジェクトへの膨張器ベースの工程の適用は、混合冷媒工程の使用よりも魅力が薄れることを示している。膨張器ベースの工程トレインの容量は、典型的には、１．５ＭＴＡよりも小さい。対照的に、公知の二重混合冷媒工程のような混合冷媒工程トレインは、５ＭＴＡを超えるトレイン容量を有することができる。膨張器ベースの工程トレインのサイズは、その冷媒が工程全体を通してほとんどが蒸気状態に留まり、冷媒がその顕熱を通してエネルギを吸収するので制限される。この理由のために、冷媒の体積流量は、工程を通して大きく、熱交換器のサイズ及び配管は、混合冷媒工程のものよりも比例的により大きい。更に、圧伸器馬力サイズの制限は、膨張器ベースの工程トレインの容量が増加する時に平行回転機械をもたらす。膨張器ベースの工程を使用するＦＬＮＧプロジェクトの生産率は、複数の膨張器ベースのトレインが許容される場合に２ＭＴＡよりも大きくすることができる。例えば、６ＭＴＡ ＦＬＮＧプロジェクトに関して、６又は７以上の平行膨張器ベースの工程トレインは、必要な生産を達成するのに十分である場合がある。しかし、機器総数、複雑性、及びコストは、全てが複数の膨張器トレインと共に増大する。これに加えて、複数のトレインが膨張器ベースの工程に必要であり、一方で混合冷媒工程が１つ又は２つのトレインで必要な生産率を得ることができる場合に、混合冷媒工程と比較して膨張器ベースの工程の仮定された工程単純性が疑問になり始める。これらの理由のために、膨張器ベースの工程の利点を有する高ＬＮＧ生産容量ＦＬＮＧ液化工程を開発する必要性が存在する。船舶運動がガス処理に及ぼす課題により良く対処することができるＦＬＮＧ技術ソリューションを開発する必要性が更に存在する。

米国特許第６，４１２，３０２号明細書は、２つの独立閉冷凍ループを使用して供給ガスを冷却してＬＮＧを形成する供給ガス膨張器ベースの工程を説明している。実施形態では、第１の閉冷凍ループは、冷媒として供給ガス又は供給ガスの成分を使用する。窒素ガスは、第２の閉冷凍ループに対して冷媒として使用される。この技術が要求するのは、二重ループ窒素膨張器ベースの工程よりも小さい機器及び上甲板空間である。例えば、低圧圧縮器内への冷媒の体積流量は、二重ループ窒素膨張器ベースの工程と比較してこの技術では２０から５０％小さくすることができる。しかし、この技術は、依然として１．５ＭＴＡ未満の容量に制限される。

米国特許第８，６１６，０１２号明細書は、供給ガスが閉冷凍ループにおいて冷媒として使用される供給ガス膨張器ベースの工程を説明している。この閉冷凍ループ内では、冷媒は、１，５００ｐｓｉａ（１０，３４０ｋＰａ）よりも大きいか又はそれに等しく、又はより好ましくは２，５００ｐｓｉａ（１７，２４０ｋＰＡ）よりも大きい圧力まで圧縮される。次に、冷媒が冷却されて膨張し、極低温度に達する。この冷却された冷媒を熱交換器に使用して供給ガスを温かい温度から極低温度まで冷却する。次に、サブクール冷凍ループを使用して、供給ガスを更に冷却してＬＮＧを形成する。一実施形態では、サブクール冷凍ループは、冷媒として使用するフラッシュガスを有する閉ループである。この供給ガス膨張器ベースの工程は、１ＭＴＡ未満のトレイン容量範囲に限定されない利点を有する。約６ＭＴＡのトレインサイズが考えられている。しかし、この技術は、２つの独立冷凍ループ及び供給ガスの圧縮に対するその要件に起因して、高い機器総数及び複雑性の増大の欠点を有する。更に、高圧作動は、機器及び配管が他の膨張器ベースの工程のものよりも遥かに重いことになることも意味する。

ＧＢ ２，４８６，０３６は、予冷膨張器ループ及び膨張後の気相を使用して天然ガスを液化する液化膨張器ループを含む開ループ冷凍サイクルである供給ガス膨張器ベースの工程を説明している。この文書により、工程に液化膨張器を含むことで、再利用ガスの割合及び全体の必要な冷凍電力を有意に低減する。この技術は、１つのタイプの冷媒のみを単一圧縮ストリングで使用するので、他の技術よりも簡単であるという利点を有する。しかし、この技術は、１．５ＭＴＡ未満の容量に依然として制限され、これは、ＬＮＧ生産のための標準機器ではない液化膨張器の使用を要求する。この技術はまた、希薄天然ガスの液化のための他の技術よりも効率が悪いように示されている。

米国特許第７，３８６，９９６号明細書は、主膨張器ベースの冷却回路に先行する予冷冷凍工程を有する膨張器ベースの工程を説明している。予冷冷凍工程は、カスケード配置の二酸化炭素冷凍回路を含む。二酸化炭素冷凍回路は、暖端冷却を提供する高圧レベルと、中間温度冷却を提供する中圧レベルと、二酸化炭素冷凍回路のために冷端冷却を提供する低圧レベルとの３つの圧力レベルで主膨張器ベースの冷却回路の供給ガス及び冷媒ガスを冷却することができる。この技術は、より効率的であり、かつ予冷段階を欠く膨張器ベースの工程よりも高い生産容量を有する。この技術は、予冷冷凍回路が炭化水素冷媒の代わりに冷媒として二酸化炭素を使用するので、ＦＬＮＧ用途に対して追加の利点を有する。しかし、二酸化炭素冷凍回路は、追加の冷媒及び実質的な量の余分な機器を導入するので、液化工程への追加の複雑性という代償を払うことになる。ＬＮＧ用途では、二酸化炭素冷凍回路は、それ自体のモジュール内にあり、かつ複数の膨張器ベースの工程のための予冷を提供するサイズにすることができる。この配置は、予冷モジュールと主膨張器ベースの工程モジュールの間に有意な量のパイプ接続を必要とする欠点を有する。上記で議論した「ボックス内ＬＮＧ」利点は、もはや実現されない。

米国仮特許出願第６２／２６６，９７６号明細書 米国仮特許出願第６２／２６６，９７９号明細書 米国仮特許出願第６２／２６６，９８３号明細書 米国特許第６，４１２，３０２号明細書 米国特許第８，６１６，０１２号明細書 ＧＢ ２，４８６，０３６ 米国特許第７，３８６，９９６号明細書

すなわち、追加の冷媒を必要とせず、かつ有意な量の余分な機器をＬＮＧ液化工程に導入しない予冷工程を開発する必要性が残っている。液化モジュールと同じモジュールに配置することができる予冷工程を開発する追加の必要性が存在する。ＳＭＲ工程又は膨張器ベースの工程と組み合わせたそのような予冷工程は、上甲板空間及び重量がプロジェクト経済性に有意に影響を与えるＦＬＮＧ用途に特に適切であると考えられる。膨張器ベースの工程の利点を有し、これに加えて施設フットプリントを有意に増大することなく高ＬＮＧ生産容量を有するＬＮＧ生産工程を開発する特定の必要性が残っている。船舶運動がガス処理に対して有する課題により良く対処することができるＦＬＮＧ技術ソリューションを開発する必要性が更に存在する。そのような高容量膨張器ベースの液化工程は、膨張器ベースの液化工程の固有の安全性及び単純性が高く評価されるＦＬＮＧ用途に対して特に適切であると考えられる。

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法を提供する。天然ガスストリームは、天然ガスの供給から提供される。天然ガスストリームは、少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成することができる。圧縮天然ガスストリームは、冷却された冷却圧縮天然ガスストリームを形成することができる。冷却圧縮天然ガスストリームは、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームをそこまで圧縮する圧力よりも大きくない圧力まで少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを形成することができる。冷えた天然ガスストリームは、次に液化することができる。

本発明はまた、天然ガスの液化のための装置を提供する。少なくとも２つの直列に配置された圧縮器は、２，０００ｐｓｉａよりも大きい圧力まで天然ガスストリームを圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する。冷却要素は、圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。少なくとも１つの仕事生成膨張器は、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームをそこまで圧縮する圧力よりも大きくない圧力まで冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。液化トレインは、冷えた天然ガスストリームを液化する。

本発明は、浮遊式ＬＮＧ構造体を更に提供する。少なくとも２つの直列に配置された圧縮器は、２，０００ｐｓｉａよりも大きい圧力まで天然ガスストリームを圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成する。冷却要素は、圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。少なくとも１つの仕事生成膨張器は、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームをそこまで圧縮する圧力よりも大きくない圧力まで冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。液化トレインは、冷えた天然ガスストリームを液化する。

開示する態様による高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）モジュールの概略図である。 膨張器ベースの冷凍工程のための加熱及び冷却曲線を示すグラフである。 公知の原理による単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化モジュールの配置を示す概略図である。 開示する態様によるＳＭＲ液化モジュールの配置を示す概略図である。 開示する態様によるＨＰＣＥモジュールの概略図である。 開示する態様によるＨＰＣＥモジュール及び供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの概略図である。 開示する態様により天然ガスを液化してＬＮＧを形成する方法のフローチャートである。

本明細書に採用された定義を含め、様々な特定の態様、実施形態、及びバージョンをここで以下に説明する。当業者は、そのような態様、実施形態、及びバージョンが例示に過ぎず、本発明を他の方法を使用して実施することができることを認めるであろう。「本発明」へのあらゆる参照は、特許請求の範囲により定義される実施形態の１又は２以上を指す場合があるが、必ずしも全てを指すとは限らない。見出しの使用は、便宜の目的のために過ぎず、本発明の範囲を制限するものではない。明確化及び簡略化の目的のために、いくつかの図中の類似の参照番号は、類似の品目、段階、又は構造を表し、全ての図で詳細には説明されない場合がある。

本明細書の詳細説明及び特許請求の範囲の全ての数値は、「約」又は「近似的」表示値によって修正され、当業者が予想する実験誤差及び変動を考慮している。

本明細書に使用される場合に、用語「圧縮器」は、仕事の印加によってガスの圧力を増大する機械を意味する。「圧縮器」又は「冷媒圧縮器」は、ガスストリームの圧力を増大することができるあらゆるユニット、デバイス、又は装置を含む。これは、単一圧縮工程又は段階を有する圧縮器、又は多段圧縮又は段階を有する圧縮器、又は特に単一ケーシング又はシェル内の多段圧縮器を含む。圧縮される蒸発したストリームは、様々な圧力で圧縮器に提供することができる。冷却工程の一部の段又は段階は、並列、直列、又は両方の２又は３以上の圧縮器を伴う場合がある。本発明は、特にあらゆる冷媒回路において、１又は複数の圧縮器のタイプ又は配置又はレイアウトによって制限されない。

本明細書に使用される場合に、「冷却」は、あらゆる適切な望ましい又は必要な量だけ物質の温度及び／又は内部エネルギを下げる及び／又は低下させることを広義に指す。冷却は、少なくとも約１℃、少なくとも約５℃、少なくとも約１０℃、少なくとも約１５℃、少なくとも約２５℃、少なくとも約３５℃、又は少なくとも約５０℃、又は少なくとも約７５℃、又は少なくとも約８５℃、又は少なくとも約９５℃、又は少なくとも約１００℃の温度低下を含むことができる。冷却は、蒸気発生、温水加熱、冷却水、空気、冷媒、他の処理ストリーム（統合）、及びそれらの組合せのようなあらゆる適切なヒートシンクを使用することができる。冷却の１又は２以上の供給源を組み合わせる及び／又はカスケードさせて望ましい出口温度に達することができる。冷却段階は、あらゆる適切なデバイス及び／又は機器を有する冷却ユニットを使用することができる。一部の実施形態により、冷却は、１又は２以上の熱交換器などと共に間接熱交換を含むことができる。これに代えて、冷却は、直接処理ストリームの中に噴霧された液体のような蒸発（蒸発熱）冷却及び／又は直接熱交換を使用することができる。

本明細書に使用される場合に、用語「膨張デバイス」は、ライン内の流体（例えば、液体ストリーム、蒸気ストリーム、又は液体及び蒸気の両方を含有する多相ストリーム）の圧力を低減するのに適切な１又は２以上のデバイスを指す。特定のタイプの膨張デバイスが具体的に定められた場合を除き、膨張デバイスは、（１）少なくとも部分的に等エンタルピー手段による場合があり、又は（２）少なくとも部分的に等エントロピー手段による場合があり、又は（３）等エントロピー手段及び等エンタルピー手段の両方の組合せである場合がある。天然ガスの等エンタルピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、以下に限定されないが、例えば、弁、制御弁、「ジュールトムソン（Ｊ−Ｔ）」弁、又はベンチュリデバイスのような手動又は自動的に起動する絞りデバイスを含む。天然ガスの等エントロピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、そのような膨張から仕事を抽出又は導出する膨張器又はターボ膨張器のような機器を含む。液体ストリームの等エントロピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、そのような膨張から仕事を抽出又は導出する膨張器、油圧膨張器、液体タービン、又はターボ膨張器のような機器を含む。等エントロピー手段及び等エンタルピー手段の両方の組合せの例は、並列の「ジュールトムソン」弁及びターボ膨張器とすることができ、これは、Ｊ−Ｔ弁及びターボ膨張器をいずれか単独に使用するか又は同時に両方を使用する機能を提供する。等エンタルピー又は等エントロピー膨張は、全液相、全蒸気相、又は混合相で行うことができ、蒸気ストリーム又は液体ストリームから多相ストリーム（蒸気相及び液相の両方を有するストリーム）へ、又はその初期相とは異なる単一相ストリームへの相変化を容易にするように行うことができる。本明細書の図面の説明では、あらゆる図面内の１よりも多い膨張デバイスへの参照は、各膨張デバイスが必ずしも同じタイプ又はサイズであることを意味するとは限らない。

用語「ガス」は、「蒸気」と同義的に使用され、液体又は固体状態と区別するような気体状態の物質又は物質の混合物として定義される。同様に、用語「液体は、気体又は固体状態と区別するような液体状態の物質又は物質の混合物を意味する。

「熱交換器」は、熱エネルギ又は冷熱エネルギを少なくとも２つの異なる流体間のような一方の媒体から別の媒体に伝達することができる広義のあらゆるデバイスを意味する。熱交換器は、「直接熱交換」及び「間接熱交換」を含む。従って、熱交換器は、並流又は逆流熱交換器、間接熱交換（例えば、螺旋巻熱交換器、又はろう付けアルミニウムプレートフィンタイプのようなプレートフィン熱交換器）、直接接触熱交換器、シェル−アンド−チューブ熱交換器、螺旋状、ヘアピン、コア、コア−アンド−ケトル、印刷回路、二重パイプ、又はあらゆる他のタイプの公知の熱交換器のようなあらゆる適切な設計のものとすることができる。「熱交換器」はまた、それを通る１又は２以上のストリームの通過を可能にし、冷媒の１又は２以上のラインと１又は２以上の供給ストリームの間の直接又は間接熱交換器に影響を与えるようになったあらゆるコラム、タワー、ユニット、又は他の配置を指す。

本明細書に使用される場合に、用語「間接熱交換」は、どのような物理的接触もない熱交換関係への２つの流体の導入、又は互いに流体の混合を意味する。コア−イン−ケトル熱交換器及びろう付けアルミニウムプレートフィン熱交換器は、間接熱交換を容易にする機器の例である。

本明細書に使用される場合に、用語「天然ガス」は、原油井（随伴ガス）から又は地下ガス担持地層（非随伴ガス）から得られる多成分ガスを指す。天然ガスの組成及び圧力は、有意に異なる場合がある。典型的な天然ガスストリームは、有意成分としてメタン（Ｃ₁）を含有する。天然ガスストリームはまた、エタン（Ｃ₂）、より高分子量の炭化水素、及び１又は２以上の酸性ガスを含有する場合がある。天然ガスはまた、水、窒素、硫化鉄、ワックス、及び原油のような少量の汚染物質を含有する場合がある。

ある一定の実施形態及び特徴は、１組の数値上限及び１組の数値下限を使用して説明されたものである。あらゆる下限からあらゆる上限までの範囲がそれ以外の指示がない限り考えられている点は認めなければならない。全ての数値は、「約」又は「近似的」表示値であり、当業者が予想する実験誤差及び変動を考慮している。

この出願に引用される全ての特許、試験手順、及び他の文書は、そのような開示がこの出願に反しない限り及びそのような組み込みが許容される全ての行政管轄体に対して引用により完全に組み込まれるものである。

本明細書に開示する態様は、供給ガスへの高圧圧縮及び高圧膨張工程の追加によってＬＮＧの生産の液化工程に対して天然ガスを予冷却するための工程を説明する。より具体的には、本発明は、前処理天然ガスが２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）よりも大きい又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）よりも大きい圧力まで圧縮される工程を説明する。高温圧縮ガスは、環境と熱を交換することによって冷却されて圧縮前処理ガスを形成する。圧縮前処理ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）未満の圧力又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷えた前処理ガスを形成し、ここで、冷えた前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力よりも小さい。冷えた前処理ガスは、１又は２以上のＳＭＲ液化トレインに向けることができ、又は冷えた前処理ガスは、ガスが更に冷却されてＬＮＧを形成する１又は２以上の膨張器ベースの液化トレインに向けることができる。

図１は、予冷工程の態様を例示する図である。予冷工程は、本明細書では高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）工程１００と呼ぶ。ＨＰＣＥ工程１００は、前処理天然ガスストリーム１０４を含み、中間圧ガスストリーム１０６を形成する第１の圧縮器１０２を含むことができる。中間圧ガスストリーム１０６は、中間圧ガスストリーム１０６が環境と熱を間接的に交換することによって冷却されて冷却中間圧ガスストリーム１１０を形成する第１の熱交換器１０８を通って流れることができる。第１の熱交換器１０８は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却した中間圧ガスストリーム１１０は、第２の圧縮器１１２内で圧縮されて高圧ガスストリーム１１４を形成することができる。高圧ガスストリーム１１４の圧力は、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）よりも大きく、又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）よりも大きいとすることができる。高圧ガスストリーム１１４は、高圧ガスストリーム１１４が環境と熱を間接的に交換することによって冷却されて冷却中間圧ガスストリーム１１８を形成する第２の熱交換器１１６を通って流れることができる。第２の熱交換器１１６は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却高圧ガスストリーム１１８は、膨張器１２０内で膨張されて冷えた前処理ガスストリーム１２２を形成することができる。冷えた前処理ガスストリーム１２２の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）未満、又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）未満とすることができ、冷えた前処理ガスストリーム１２２の圧力は、冷却高圧ガスストリーム１１８の圧力よりも小さい。好ましい態様では、第２の圧縮器１１２は、破線１２４によって示すように、専ら膨張器１２０によって生成されるシャフト動力によって駆動することができる。

態様では、ＳＭＲ液化工程は、ＳＭＲ液化工程の上流のＨＰＣＥ工程の追加によって強化することができる。より具体的には、この態様では、前処理天然ガスは、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）よりも大きく、又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）よりも大きい圧力まで圧縮することができる。次に、高温圧縮ガスは、環境と熱を間接的に交換することによって冷却され、圧縮前処理ガスを形成する。次に、圧縮前処理ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）未満の圧力、又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷えた前処理ガスを形成し、ここで、冷えた前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力よりも小さい。次に、冷えた前処理ガスは、冷えた前処理ガスが更に冷却されてＬＮＧを形成する複数のＳＭＲ液化トレインに向けられる。

ＳＭＲトレインとＨＰＣＥの組合せは、前処理天然ガスがＳＭＲ液化トレインに直接送られる従来のＳＭＲ工程に優るいくつかの利点を有する。例えば、ＨＰＣＥ工程を使用する天然ガスの予冷は、ＳＭＲトレイン内の与えられた馬力に対してＳＭＲトレインン内のＬＮＧ生産率の増加を可能にする。図３及び４に関連して説明するように、約５０メガワット（ＭＷ）の出力を有するガスタービンによって各々電力供給されるＳＭＲトレインは、１．５ＭＴＡでＬＮＧを各々が生産する５つのトレインから１．９ＭＴＡの容量の増加を各々が有する４つのトレインに低減することができる。この与えられた例に関して、ＨＰＣＥモジュールは、ＳＭＲモジュールのうちの１つを実質的に置換している。ＨＰＣＥモジュールによるＳＭＲモジュールの置換は、ＨＰＣＥモジュールがＳＭＲモジュールよりも小さくて軽量でかなり安いコストを有すると予想されるので有利である。ＳＭＲモジュールのように、ＨＰＣＥモジュールは、同等のサイズのガスタービンを有して圧縮電力を提供することができ、それはまた、等量の空気又は水冷却器を有することになる。しかし、ＳＭＲモジュールとは異なり、ＨＰＣＥモジュールは、高価な主低温熱交換器を持たない。ＳＭＲモジュール内の冷媒流れに関連付けられた容器及びパイプは、ＨＰＣＥモジュールにおいては排除される。更に、ＨＰＣＥモジュールには高価な低温パイプは存在せず、全ての流体ストリームは、ＨＰＣＥモジュールにおいては単相のままである。

別の利点は、ＳＭＲトレインの数が１つだけ減らされているので冷媒の必要なストレージが低減されるということである。同様に、ガスを冷却する温かい温度の大部分は、ＨＰＣＥモジュールで生じるので、混合冷媒の重質炭化水素成分を低減することができる。例えば、混合冷媒のプロパン成分は、ＳＭＲ工程の効率のどのような有意な低下もなく排除することができる。

別の利点は、ＨＰＣＥ工程から冷えた前処理ガスを受け入れるＳＭＲ工程に関して、ＳＭＲ工程の蒸発冷媒の体積流量が、温かい前処理ガスを受け入れる従来のＳＭＲ工程のものよりも２５％よりも多く小さくすることができるということである。冷媒のより低い体積流れは、主低温熱交換器のサイズ及び低圧混合冷媒圧縮器のサイズを縮小することができる。冷媒のより低い体積流量は、従来のＳＭＲ工程のものと比較してその高い蒸気圧によるものである。

公知のプロパン予冷混合冷凍工程及び二重混合冷凍（ＤＭＲ）工程は、予冷冷凍回路と組み合わせたＳＭＲ工程のバージョンと見なすことができるが、そのような工程と本発明に開示の態様の間に有意な差がある。例えば、公知の工程は、カスケードプロパン冷凍回路又は暖端混合冷媒を使用してガスを予冷却する。それらの公知の工程の両方は、ＳＭＲ工程よりも５％〜１５％高い効率を提供する利点を有する。更に、それらの公知の工程を使用する単一液化トレインの容量は、単一ＳＭＲトレインのものよりも有意に大きくすることができる。しかし、それらの技術の予冷冷凍回路は、追加の冷媒及び有意な量の余分な機器を導入し、従って、液化工程に対する追加の複雑性の代償を払うものである。例えば、より高い複雑性及び重量のＤＭＲの欠点は、ＦＬＮＧ用途ためにＤＭＲ工程とＳＭＲ工程のいずれかに決定する時に高効率及び性能のその利点を超える場合がある。公知の工程は、単一トレインに対するより高い熱効率及びより高いＬＮＧ生産容量の必要性によって主として駆動される時にＳＭＲ工程の上流に予冷工程の追加を考えている。ＳＭＲ工程と組み合わせたＨＰＣＥ工程は、それが冷媒ベースの予冷工程が提供するよりも高い熱効率を提供しないので以前は達成されていなかった。上述のように、ＳＭＲを有するＨＰＣＥ工程の熱効率は、独立型ＳＭＲ工程とほぼ同じである。開示する態様は、過去において陸上ＬＮＧ用途のための予冷工程の追加に対する最大のドライバであった熱効率を高めるのではなくて液化工程の重量及び複雑性を低減することを求める予冷工程のその説明に少なくとも部分的に基づいて新規であると考えられる。ＦＬＮＧのより新しい用途に関して、液化工程のフットプリント、重量、及び複雑性は、プロジェクトコストより大きいドライバになると考えられる。従って、開示する態様は、特定の価値のものである。

態様では、膨張器ベースの液化工程は、膨張器ベースの工程の上流のＨＰＣＥ工程の追加によって強化することができる。より具体的には、この態様では、前処理天然ガスストリームは、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）よりも大きく、又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）よりも大きい圧力まで圧縮することができる。次に、高温圧縮ガスは、環境と熱を交換することによって冷却され、圧縮前処理ガスを形成することができる。圧縮前処理ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）未満の圧力、又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷えた前処理ガスを形成することができ、ここで、冷えた前処理ガスの圧力は、圧縮前処理ガスの圧力よりも小さい。冷えた前処理ガスは、ガスが更に冷却されてＬＮＧを形成する膨張器ベースの工程に向けられる。好ましい態様では、冷えた前処理ガスは、供給ガス膨張器ベースの工程に向けることができる。

図２は、膨張器ベースの液化工程のための典型的な温度冷却曲線２００を示している。より高温の曲線２０２は、天然ガスストリームの温度曲線である。より低温の曲線２０４は、冷たい冷却ストリーム及び温かい冷却ストリームの複合温度曲線である。図示のように、冷却曲線は、３つの温度ピンチポイント２０６、２０８、及び２１０によってマーク付けされる。各ピンチポイントは、冷却ストリームの組合せ熱容量が天然ガスストリームのそれよりも小さい熱交換器内の場所である。ストリーム間の熱容量のこの不均衡は、有効熱伝達率を提供する最小限に許容される温度差に対して冷却ストリーム間に温度差の減少をもたらす。２つの冷却ストリームのうちの冷たい方、典型的には冷たい冷却ストリームが熱交換器に入るところに、最低温度ピンチポイント２０６が生じる。第２の冷却ストリーム、典型的には温かい冷却ストリームが熱交換器に入るところに、中間温度ピンチポイント２０８が生じる。冷たい及び温かい冷却ストリームが熱交換器を出るところに、温かい温度のピンチポイント２１０が生じる。温かい温度のピンチポイント２１０は、より温かい冷却ストリームに対して高質量流量である必要があり、これは、膨張器ベースの工程の電力要求を実質的に増大する。

温かい温度のピンチポイント２１０を排除するための１つの提案された方法は、プロパン冷却システム又は二酸化炭素冷却システムのような外部冷凍システムで供給ガスを予冷却することである。例えば、米国特許第７，３８６，９９６号明細書は、カスケード配置の二酸化炭素冷凍回路を含む予冷冷凍工程を使用することによって温かい温度のピンチポイントを排除する。この外部予冷冷凍システムは、全ての関連の機器を有する追加の冷媒システムが導入されるので、液化工程の複雑性を有意に増大させる欠点を有する。本明細書に開示する態様は、２，０００ｐｓｉａ（１２，７９０ｋＰＡ）よりも大きい圧力まで供給ガスを圧縮することによって供給ガスストリームを予冷却し、圧縮供給ガスストリームを冷却し、３，０００ｐｓｉａ（２０，６９０ｋＰＡ）未満の圧力まで圧縮ガスストリームを膨張させることによって温かい温度のピンチポイント２１０の影響を軽減し、ここで、供給ガスストリームの膨張圧力は、供給ガスストリームの圧縮圧力よりも小さい。供給ガスストリームの冷却のこの工程は、膨張器ベースの工程の冷却ストリームの必要な質量流量の有意な減少をもたらす。それはまた、機器総数を有意に増大することなく及び外部冷媒の追加なく膨張器ベースの工程の熱力学的効率を改善する。

好ましい態様では、膨張器ベースの工程は、供給ガス膨張器ベースの工程とすることができる。供給ガス膨張器ベースの工程は、再循環ループが暖端膨張器ループ及び冷端膨張器ループを含む開ループ供給ガス工程とすることができる。暖端膨張器は、第１の冷却ストリームを放出することができ、冷端膨張器は、第２の冷却ストリームを放出することができる。第１の冷却ストリームの温度は、第２の冷却ストリームの温度よりも高い。一部の態様では、第１の冷却ストリームの圧力は、第２の冷却ストリームの圧力よりも高い。別の態様では、冷端膨張器は、第２の冷却ストリームと第２の加圧ＬＮＧストリームに分離された２相ストリームを放出する。具体的には、生成された天然ガスストリームは処理され、存在する場合に水、重質炭化水素、及び酸性ガスのような不純物を除去して液化に適切な天然ガスを作ることができる。処理天然ガスは、それが２，０００ｐｓｉａ（１２，７９０ｋＰＡ）よりも大きく、又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）よりも大きい圧力まで圧縮されるＨＰＣＥ工程に向けることができる。次に、高温圧縮ガスは、環境と熱を交換することによって冷却され、圧縮処理天然ガスを形成することができる。圧縮処理天然ガスは、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）未満の圧力、又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１２，７９０ｋＰＡ）未満の圧力までほぼ等エントロピー的に膨張されて冷蔵処理天然ガスを形成することができ、ここで、冷蔵処理天然ガスの圧力は、圧縮処理天然ガスの圧力よりも小さい。冷蔵処理天然ガスは、第１の冷却ストリーム及び第２の冷却ストリームとの間接熱交換によって完全に液化されて第１の加圧ＬＮＧストリームを生成することができる。第１の加圧ＬＮＧストリームは、第２の加圧ＬＮＧストリームと混合されて加圧ＬＮＧストリームを形成することができる。加圧ＬＮＧストリームは、加圧ＬＮＧストリームの圧力が低下し、得られる２相ストリームがフラッシュガスストリームとＬＮＧ製品ストリームに分離される少なくとも１つの２相分離段に向けることができる。フラッシュガスストリームは、燃料ガスに対して圧縮される及び／又は再循環の第２の冷却ストリームと混合するように圧縮される前に、加圧ＬＮＧストリーム及び冷蔵処理天然ガスストリームと熱を交換することができる。

供給ガス膨張器ベースの工程とＨＰＣＥ工程の組合せは、従来の供給ガス膨張器ベースの工程に優るいくつかの利点を有する。ＨＰＣＥ工程をそれと共に含むことは、２０〜２５％だけ供給ガス膨張器ベースの工程の効率を高めることができる。従って、本発明の供給ガス膨張器工程は、外部冷媒の未使用、作動の容易さ、及び機器総数の減少の利点を依然として提供しながら、ＳＭＲ工程の効率に近づく効率を有する。更に、冷媒流量及び再循環圧縮器のサイズは、ＨＰＣＥ工程と組み合わせた膨張器ベースの工程に関してはかなり低くなると予想される。この理由のために、開示する態様による単一液化トレインの生産容量は、類似のサイズにされた従来の膨張器ベースの液化工程の生産容量を５０％よりも大きく超えることができる。

図３は、ＦＬＮＧ３００に対するＳＭＲ液化モジュールの配置を例示する図である。前処理された又は他に液化に適切な天然ガス３０２は、５つの同一又はほぼ同一のＳＭＲ液化モジュール又はトレイン３０４、３０６、３０８、３１０、３１２の間に均等に分配することができる。一例として、各ＳＭＲ液化モジュールは、ガスタービン又は電気モータ（図示せず）のいずれかから圧縮電力の約５０ＭＷを受け取って、ＳＭＲ液化モジュールの圧縮器を駆動することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、ＦＬＮＧ用途に対するＬＮＧの約７．５ＭＴＡの合計ストリーム１日生産に対してＬＮＧの約１．５ＭＴＡを生産することができる。

図４は、開示する態様によりＦＬＮＧ４００上にＳＭＲ液化モジュール又はトレイン４０６、４０８、４１０、４１２を有するＨＰＣＥモジュール４０４の配置を例示する図である。前処理された又は他に液化に適切な天然ガス４０２は、冷えた前処理ガスストリーム４０５を生成するようにＨＰＣＥモジュール４０４に向けることができる。ＨＰＣＥモジュール４０４は、例えば、ガスタービン又は電気モータ（図示せず）のいずれかから圧縮電力の約５０ＭＷを受け取って、ＨＰＣＥモジュール４０４内の１又は２以上の圧縮器を駆動することができる。冷えた前処理ガスは、４つの同一又はほぼ同一のＳＭＲ液化モジュール４０６、４０８、４１０、４１２の間に均等に分配することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、ガスタービン又は電気モータ（図示せず）のいずれかから圧縮電力の約５０ＭＷを受け取って、それぞれのＳＭＲ液化モジュールの圧縮器を駆動することができる。各ＳＭＲ液化モジュールは、ＦＬＮＧ用途に対するＬＮＧの約７．６ＭＴＡの合計ストリーム１日生産に対してＬＮＧの約１．９ＭＴＡを生産することができる。

図５は、図４で言及したＨＰＣＥモジュール５００の態様を例示する図である。不純物を除去するように前処理された又は他に液化に適切な天然ガスストリーム５０２は、第１の圧縮器５０４の中に供給されて第１の中間圧ガスストリーム５０６を形成する。第１の中間圧ガスストリーム５０６は、第１の中間圧ガスストリーム５０６が環境と熱を間接的に交換することによって冷却されて冷却された第１の中間圧ガスストリーム５１０を形成する第１の熱交換器５０８を通って流れることができる。第１の熱交換器５０８は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却された第１の中間圧ガスストリーム５１０は、第２の圧縮器５１２内で圧縮されて第２の中間圧ガスストリーム５１４を形成することができる。第２の中間圧ガスストリーム５１４は、第２の中間圧ガスストリーム５１４が環境と熱を間接的に交換することによって冷却されて冷却された第２の中間圧ガスストリーム５１８を形成する第２の熱交換器５１６を通って流れることができる。第２の熱交換器５１６は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却された第２の中間圧ガスストリーム５１８は、第３の圧縮器５２０内で圧縮されて高圧ガスストリーム５２２を形成することができる。高圧ガスストリーム５２２の圧力は、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）よりも大きく、又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）よりも大きいとすることができる。高圧ガスストリーム５２２は、高圧ガスストリーム５２２が環境と熱を間接的に交換することによって冷却されて冷却された高圧ガスストリーム５２６を形成する第３の熱交換器５２４を通って流れることができる。第３の熱交換器５２４は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却された高圧ガスストリーム５２６は、圧縮器５２８内で膨張されて冷えた前処理ガスストリーム５３０を形成することができる。冷えた前処理ガスストリーム５３０の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）未満、又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）未満とすることができ、冷えた前処理ガスストリーム５３０の圧力は、冷却された高圧ガスストリーム５２６の圧力よりも小さくすることができる。一部の態様では、第３の圧縮器５２０は、線５３２によって示すように、専ら膨張器５２８によって生成されるシャフト電力によって駆動することができる。

図６は、供給ガス膨張器ベースのＬＮＧ液化工程６００と組み合わせたＨＰＣＥ工程６０１を例示する図である。天然ガスは処理され、存在する場合に水、重質炭化水素、及び酸性ガスのような不純物を除去して液化に適切な処理天然ガスストリーム６０２を生成することができる。処理天然ガスストリーム６０２は、再循環された冷媒ガスストリーム６０４と混合されて組合せストリーム６０６を形成することができる。組合せストリーム６０６は、組合せストリーム６０６が第１の圧縮器６０８内で圧縮されて中間圧ガスストリーム６１０を形成するＨＰＣＥ工程６０１に向けることができる。中間圧ガスストリーム６１０は、中間圧ガスストリーム６１０が環境と熱を間接的に交換することによって冷却されて冷却された中間圧ガスストリーム６１４を形成する第１の熱交換器６１２を通って流れることができる。第１の熱交換器６１２は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却された中間圧ガスストリーム６１４は、第２の圧縮器６１６内で圧縮されて高圧ガスストリーム６１８を形成することができる。高圧ガスストリーム６１８の圧力は、２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）よりも大きく、又はより好ましくは３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）よりも大きいとすることができる。高圧ガスストリーム６１８は、高圧ガスストリーム６１８が環境と熱を間接的に交換することによって冷却されて冷却された高圧ガスストリーム６１８を形成する第２の熱交換器６２０を通って流れることができる。第２の熱交換器６２０は、空冷熱交換器又は水冷熱交換器とすることができる。次に、冷却された高圧ガスストリーム６２２は、ＨＰＣＥ膨張器６２４内で膨張されて冷えた前処理ガスストリーム６２６を形成することができる。冷えた前処理ガスストリーム６２６の圧力は、３，０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰＡ）未満、又はより好ましくは２，０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰＡ）未満であり、ここで、冷えた前処理ガスストリーム６２６の圧力は、冷却された高圧ガスストリーム６２２の圧力よりも小さい。一部の態様では、第２の圧縮器６１６は、破線６２８によって表すように、専ら膨張器６２４によって生成されるシャフト電力によって駆動することができる。

図６に示すように、冷えた前処理ガスストリーム６２６は、ＨＰＣＥ工程６０１を離れて供給ガス膨張器ベースの工程６００に向けられる。冷えた前処理ガスストリーム６２６は、第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０、第１の冷媒ストリーム６３２、及び第２の冷媒ストリーム６３４に分離することができる。第１の冷媒ストリーム６３２は、第１の膨張器６３６において膨張されて第１の冷却ストリーム６３８を生成することができる。第１の冷却ストリーム６３８は、それが第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０及び第２の冷媒ストリーム６３４と熱を交換してこのストリームを冷却する少なくとも１つの低温熱交換器６４０に入る。第１の冷却ストリーム６３８は、第１の温かいストリーム６４２として少なくとも１つの低温熱交換器６４０を出る。第２の冷媒ストリーム６３４は、少なくとも１つの低温熱交換器６４０において冷却された後に、第２の膨張器６４４において膨張されて２相ストリーム６４６を生成することができる。２相ストリーム６４６の圧力は、第１の冷却ストリーム６３８の圧力と同じにすることができ、又はそれよりも低くすることができる。２相ストリーム６４６は、第１の２相分離器６４８においてその蒸気成分とその液体成分に分離されて第２の冷却ストリーム６５０及び第２の加圧ＬＮＧストリーム６５２を形成することができる。第１の冷却ストリーム６３８の温度は、第２の冷却ストリーム６５０の温度よりも高い。第２の冷却ストリーム６５０は、それが第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０及び第２の冷媒ストリーム６３４と熱を交換してこのストリームを冷却する少なくとも１つの低温熱交換器６４０に入る。第２の冷却ストリーム６５０は、第２の温かいストリーム６４２として少なくとも１つの熱交換器６４０を出る。第２の冷えた前処理天然ガスストリーム６３０は、第１の冷却ストリーム６３８及び第２の冷却ストリーム６５０と熱を交換して第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６を生成する。第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６は、少なくとも１つの熱交換器６４０を出た後に油圧タービン６５８において減圧することができる。第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６は、第２の加圧ＬＮＧストリーム６５２と混合されて組合せ加圧ＬＮＧストリーム６６０を形成することができる。組合せ加圧ＬＮＧストリーム６６０は、組合せ加圧ＬＮＧストリーム６６０の圧力が低下する第２の２相分離器６６２に向けることができ、得られる２相ストリームは、エンドフラッシュガスストリーム６６４と製品ＬＮＧストリーム６６７に分離される。エンドフラッシュガスストリーム６６４は、第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６を油圧タービン６５８に向ける前に、エンドフラッシュガス熱交換器６６８内で第１の加圧ＬＮＧストリーム６５６と熱を交換することができる。これに加えて、エンドフラッシュガスストリーム６６４は、少なくとも１つの低温熱交換器６４０に入り、第２の冷えた前処理ガスストリーム６３０及び第２の冷媒ストリーム６３４と熱を交換してこのストリームを冷却することができる。エンドフラッシュガスストリーム６６４は、第３の温かいストリーム６７０として少なくとも１つの熱交換器６４０を出る。第３の温かいストリーム６７０は、第１の再利用ガス圧縮器６７２内で圧縮することができ、第１の再循環熱交換器６７４内で環境と熱を交換して第１の再利用ガスストリーム６７６を形成することができる。第１の再利用ガスストリーム６７６は、第２の温かいストリーム６５４と組み合わせることができ、同時に、第２の再利用ガス圧縮器６７８内で圧縮することができ、第２の再循環熱交換器６８０内で環境と熱を交換して第２の再利用ガスストリーム６８２を形成することができる。第２の再利用ガスストリーム６８２は、第１の温かいストリーム６４２と組み合わせることができ、同時に、第３及び第４の再利用ガス圧縮器６８４、６８６内で圧縮することができ、第３の再循環熱交換器６８８内で環境と熱を交換して再循環冷媒ガスストリーム６０４を形成することができる。第３の再利用ガス圧縮器６８４は、破線６９０によって示すように、専ら第１の膨張器６３６によって生成されるシャフト電力によって駆動することができる。第４の再利用ガス圧縮器６８６は、破線６９２によって示すように、専ら第２の膨張器６４４によって生成されるシャフト電力によって駆動することができる。

図７は、開示する態様によるＬＮＧを生産する方法７００を示している。ブロック７０２において、天然ガスストリームは、天然ガスの供給から提供することができる。ブロック７０４において、天然ガスストリームは、少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで圧縮されて圧縮天然ガスストリームを形成することができる。ブロック７０６において、圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成することができる。ブロック７０８において、冷却圧縮天然ガスストリームは、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームをそこまで圧縮する圧力よりも大きくない圧力まで少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを形成することができる。ブロック７１０において、冷えた天然ガスストリームを液化することができる。

開示した態様は、以下の付番された段落に示す方法及びシステムのあらゆる組合せを含むことができる。これは、どのような数の変形も上記説明から考えられるので、全ての可能な態様の完全なリストと考えるべきではない。

１．天然ガスの供給から天然ガスストリームを提供する段階と、少なくとも２つの直列に配置された圧縮器内で天然ガスストリームを少なくとも２，０００ｐｓｉａの圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリーム形成する段階と、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームをそこまで圧縮する圧力よりも大きくない圧力まで少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する段階と、冷えた天然ガスストリームを液化する段階とを含む液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法。

２．冷えた天然ガスストリームを液化する段階は、１又は２以上の単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化トレイン内で行われる１項の方法。

３．冷えた天然ガスストリームを液化する段階は、１又は２以上の膨張器ベースの液化モジュール内で行われる１項の方法。

４．膨張器ベースの液化モジュールは、窒素ガス膨張器ベースの液化モジュールである３項の方法。

５．膨張器ベースの液化モジュールは、供給ガス膨張器ベースの液化モジュールである３項の方法。

６．供給ガス膨張器ベースの液化モジュールは、開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールである５項の方法。

７．開ループ供給ガス膨張器ベースの工程の再循環冷媒ストリームは、圧縮段階前に天然ガスストリームと組み合わされる６項の方法。

８．冷えた天然ガスストリームは、第１の冷えた天然ガスストリームであり、方法が、第１の冷えた天然ガスストリームを第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離する段階を更に含む７項の方法。

９．第１の温度を有する第１の冷却ストリームを供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器から放出する段階と、第２の温度を有する第２の冷却ストリームを供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する冷端膨張器から放出する段階とを更に含み、第１の温度は第２の温度よりも高い７項の方法。

１０．暖端膨張器内で第１の冷媒ストリームを膨張させて第１の冷却ストリームを生成する段階と、冷端膨張器内で第２の冷媒ストリームを膨張させて第２の冷却ストリームを生成する段階とを更に含む９項の方法。

１１．第１の温度を有する第１の冷却ストリームを供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器から放出する段階と、第２の温度を有する２相ストリームを供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する冷端膨張器から放出する段階とを更に含み、第１の温度は、第２の温度よりも高い７項の方法。

１２．暖端膨張器内で第１の冷媒ストリームを膨張させて第１の冷却ストリームを生成する段階と、冷端膨張器内で第２の冷媒ストリームを膨張させて２相ストリームを生成する段階とを更に含む１１項の方法。

１３．２相ストリームを第２の冷却ストリームと第１の加圧ＬＮＧストリームに分離する段階を更に含む１１項の方法。

１４．第１の冷却ストリームの圧力は、第２の冷却ストリームの圧力と同じか又は類似である９〜１３項のいずれかの方法。

１５．第１の冷却ストリームの圧力は、第２の冷却ストリームの圧力よりも高い９〜１３項のいずれかの方法。

１６．液化段階は、第１の冷却ストリーム及び第２の冷却ストリームと熱を交換することによって第２の冷えた天然ガスストリームを冷却して第２の加圧ＬＮＧストリームを形成する段階を含む９〜１３項のいずれかの方法。

１７．第２の加圧ＬＮＧストリームは、第２の加圧ＬＮＧストリームを膨張させる前に第１の加圧ＬＮＧストリームと混合される１６項の方法。

１８．第２の加圧ＬＮＧストリームが少なくとも１段の圧力低下を受けるように第２の加圧ＬＮＧストリームの圧力を低減する段階と、減圧の第２の加圧ＬＮＧストリームをエンドフラッシュガスストリームとＬＮＧストリームに分離する段階とを更に含む１６項の方法。

１９．エンドフラッシュガスストリームを使用して第２の加圧ＬＮＧストリーム及び第２の冷えた天然ガスストリームを冷却する段階を更に含む１８項の方法。

２０．エンドフラッシュガスストリームを使用して第２の加圧ＬＮＧストリーム及び第２の冷えた天然ガスストリームを冷却した後にエンドフラッシュガスストリームを圧縮する段階と、１又は２以上の再循環冷媒ストリームと圧縮エンドフラッシュガスストリームを混合する段階とを更に含む１９項の方法。

２１．エンドフラッシュガスストリームを使用して第２の加圧ＬＮＧストリーム及び第２の冷えた天然ガスストリームを冷却した後にエンドフラッシュガスストリームを圧縮する段階と、燃料として圧縮エンドフラッシュガスストリームを使用する段階とを更に含む１９項の方法。

２２．少なくとも２つの圧縮器は、３，０００ｐｓｉａよりも大きい圧力まで天然ガスストリームを圧縮する１〜２１項のいずれかの方法。

２３．天然ガス膨張器は、２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させる仕事生成膨張器である１〜２２項のいずれかの方法。

２４．天然ガス膨張器は、少なくとも１つの圧縮器に機械的に結合される１〜２３項のいずれかの方法。

２５．圧縮天然ガスストリームを冷却する段階は、環境と熱を交換する少なくとも１つの熱交換器内で圧縮天然ガスストリームを冷却する段階を含む１〜２４項のいずれかの方法。

２６．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器のうちの１つは、天然ガス膨張器によって駆動される１〜２５項のいずれかの方法。

２７．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器は、３つの直列に配置された圧縮器を含み、３つの直列に配置された圧縮器のうちの１つは、天然ガス膨張器によって駆動される１〜２６項のいずれかの方法。

２８．浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上で圧縮する段階、冷却する段階、膨張させる段階、及び液化する段階を行う段階を更に含む１〜２７項のいずれかの方法。

２９．圧縮する段階、冷却する段階、及び膨張させる段階は、浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上の単一モジュール内で行われる２８項の方法。

３０．２，０００ｐｓｉａよりも大きい圧力まで天然ガスストリームを圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリーム形成するように構成された冷却要素と、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームをそこまで圧縮する圧力よりも大きくない圧力まで冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成膨張器と、冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化トレインとを含む天然ガスの液化のための装置。

３１．液化トレインは、単一混合冷媒（ＳＭＲ）液化モジュール及び膨張器ベースの液化モジュールのうちの１つを含む３０項の装置。

３２．膨張器ベースの液化モジュールは、窒素ガス膨張器ベースの液化モジュール及び供給ガス膨張器ベースの液化モジュールのうちの一方である３１項の装置。

３３．供給ガス膨張器ベースの液化モジュールは、開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールである３２項の装置。

３４．天然ガスストリームが２又は３以上の直列に配置された圧縮器によって圧縮される前に天然ガスストリームと組み合わされた開ループ供給ガス膨張器ベースの工程の再循環冷媒ストリームを更に含み、冷えた天然ガスストリームは、第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離された第１の冷えた天然ガスストリームである３３項の装置。

３５．供給ガス膨張器ベースの液化モジュールは、第１の冷媒ストリームを膨張させてそこから放出される第１の温度を有する第１の冷却ストリームを形成するように構成された暖端膨張器と、第２の冷媒ストリームを膨張させてそこから放出される第２の温度を有する第２の冷却ストリーム及び２相ストリームのうちの一方を形成するように構成された冷端膨張器とを含み、第１の温度は、第２の温度よりも高い３４項の装置。

３６．２相ストリームを第２の冷却ストリームと第１の加圧ＬＮＧストリームに分離する段階を更に含む３５項の装置。

３７．第１の冷却ストリームの圧力は、第２の冷却ストリームの圧力と同じか又は類似であり、又は第２の冷却ストリームの圧力よりも高い３５〜３６項の装置。

３８．第１の冷却ストリーム及び第２の冷却ストリームと熱を交換することにより、第２の冷えた天然ガスストリームを冷却して第２の加圧ＬＮＧストリームを形成するように構成された熱交換器を更に含む３５〜３７項のいずれかの装置。

３９．少なくとも２つの圧縮器は、３，０００ｐｓｉａよりも大きい圧力まで天然ガスストリームを圧縮する３０〜３８項のいずれかの装置。

４０．天然ガス膨張器は、冷却圧縮天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで膨張させるように構成された仕事生成膨張器である３０〜３９項のいずれかの装置。

４１．天然ガス膨張器は、少なくとも１つの圧縮器に機械的に結合される３０〜４０項のいずれかの装置。

４２．冷却要素は、環境と熱を交換することによって圧縮天然ガスストリームを冷却するように構成された熱交換器を含む３０〜４１項のいずれかの装置。

４３．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器のうちの１つは、天然ガス膨張器によって駆動される３０〜４２項のいずれかの装置。

４４．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器は、３つの直列に配置された圧縮器を含み、３つの直列に配置された圧縮器のうちの１つは、天然ガス膨張器によって駆動される３０〜４３項のいずれかの装置。

４５．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、冷却要素、少なくとも１つの仕事生成膨張器、及び液化トレインは、浮遊式ＬＮＧ構造体上に配置される３０〜４４項のいずれかの装置。

４６．少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、冷却要素、及び少なくとも１つの仕事生成膨張器は、浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上の単一モジュール内に配置される４５項の装置。

４７．２，０００ｐｓｉａよりも大きい圧力まで天然ガスストリームを圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された冷却要素と、３，０００ｐｓｉａ未満及び少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が天然ガスストリームをそこまで圧縮する圧力よりも大きくない圧力まで冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成膨張器と、冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化トレインとを含む浮遊式ＬＮＧ構造体。

以上は、本発明の開示の態様に関するものであるが、開示の他の及び更に別の態様は、その基本的な範囲から逸脱することなく考案することができ、その範囲は、以下の特許請求の範囲によって決定される。

Claims (21)

1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
   天然ガスの供給から天然ガスストリームを提供する段階と、
   直列に配置された少なくとも２つの圧縮器内で、前記天然ガスストリームを少なくとも２，０００ｐｓｉａの第１の圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
   ３，０００ｐｓｉａ未満であり、かつ前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記第１の圧力よりも大きくない第２の圧力まで、前記冷却圧縮天然ガスストリームを少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張させ、それによって第１の冷えた天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記第１の冷えた天然ガスストリームを第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離する段階と、
   開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器内で前記第１の冷媒ストリームを膨張させて第１の冷却ストリームを生成する段階と、
   前記開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する冷端膨張器内で前記第２の冷媒ストリームを膨張させて第２の冷却ストリームを生成する段階と、
   第１の温度を有する前記第１の冷却ストリームを前記暖端膨張器から放出する段階と、
   第２の温度を有する前記第２の冷却ストリームを前記冷端膨張器から放出する段階であって、前記第１の温度は、前記第２の温度よりも高い段階と、
   前記開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュール内で、前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームとの熱交換により前記第２の冷えた天然ガスストリームを液化する段階と、を含み、
   熱交換後の前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームを含む再循環冷媒ストリームが、前記圧縮する段階の前に前記天然ガスストリームと組み合わされる、
   ことを特徴とする方法。
2. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
   天然ガスの供給から天然ガスストリームを提供する段階と、
   直列に配置された少なくとも２つの圧縮器内で、前記天然ガスストリームを少なくとも２，０００ｐｓｉａの第１の圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
   ３，０００ｐｓｉａ未満であり、かつ前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記第１の圧力よりも大きくない第２の圧力まで、前記冷却圧縮天然ガスストリームを少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器内で膨張させ、それによって第１の冷えた天然ガスストリームを形成する段階と、
   前記第１の冷えた天然ガスストリームを第２の冷えた天然ガスストリーム、第１の冷媒ストリーム、及び第２の冷媒ストリームに分離する段階と、
   開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する暖端膨張器内で前記第１の冷媒ストリームを膨張させて第１の冷却ストリームを生成する段階と、
   前記開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールの一部を形成する前記冷端膨張器内で前記第２の冷媒ストリームを膨張させて２相ストリームを生成する段階と、
   第１の温度を有する前記第１の冷却ストリームを前記暖端膨張器から放出する段階と、
   前記２相ストリームを第２の冷却ストリーム及び第１の加圧ＬＮＧストリームに分離する段階と、
   第２の温度を有する前記第２の冷却ストリームを前記冷端膨張器から放出する段階であって、前記第１の温度は、前記第２の温度よりも高い段階と、
   前記開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュール内で、前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームとの熱交換により前記第２の冷えた天然ガスストリームを液化する段階と、を含み、
   熱交換後の前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームを含む再循環冷媒ストリームが、前記圧縮する段階の前に前記天然ガスストリームと組み合わされる、
   ことを特徴とする方法。
3. 前記第１の冷却ストリームの圧力が、
   前記第２の冷却ストリームの圧力と同じか又は類似であり、又は
   前記第２の冷却ストリームの圧力よりも高い、
   のうちの一方である、
   請求項１又は２に記載の方法。
4. 前記液化する段階は、前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームと熱を交換することにより、前記第２の冷えた天然ガスストリームを冷却して第２の加圧ＬＮＧストリームを形成する段階を含む、
   請求項２に記載の方法。
5. 前記第２の加圧ＬＮＧストリームは、該第２の加圧ＬＮＧストリームを膨張させる前に前記第１の加圧ＬＮＧストリームと混合される、
   請求項４に記載の方法。
6. 前記第２の加圧ＬＮＧストリームの圧力を該第２の加圧ＬＮＧストリームが少なくとも１つの段の圧力低下を受けるように低減する段階と、
   前記減圧された第２の加圧ＬＮＧストリームをエンドフラッシュガスストリーム及びＬＮＧストリームに分離する段階と、
   前記エンドフラッシュガスストリームを使用して前記第２の加圧ＬＮＧストリーム及び前記第２の冷えた天然ガスストリームを冷却する段階と、を更に含む、
   請求項４に記載の方法。
7. 前記エンドフラッシュガスストリームを使用して前記第２の加圧ＬＮＧストリーム及び前記第２の冷えた天然ガスストリームを冷却した後に、該エンドフラッシュガスストリームを圧縮し、圧縮エンドフラッシュガスストリームを前記再循環冷媒ストリームと混合する段階を更に含む、
   請求項６に記載の方法。
8. 前記エンドフラッシュガスストリームを使用して前記第２の加圧ＬＮＧストリーム及び前記第２の冷えた天然ガスストリームを冷却した後に、該エンドフラッシュガスストリームを圧縮して該圧縮エンドフラッシュガスストリームを燃料として使用する段階を更に含む、
   請求項６に記載の方法。
9. 前記少なくとも２つの圧縮器は、前記天然ガスストリームを３，０００ｐｓｉａよりも大きい圧力まで圧縮する、
   請求項１ないし８のいずれか１項に記載の方法。
10. 前記仕事生成天然ガス膨張器は、前記冷却圧縮天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで膨張させるように構成されている、
    請求項１ないし９のいずれか１項に記載の方法。
11. 前記仕事生成天然ガス膨張器は、少なくとも１つの圧縮器に機械的に結合される、
    請求項１ないし９のいずれか１項に記載の方法。
12. 前記圧縮天然ガスストリームを冷却する段階は、環境と熱を交換する少なくとも１つの熱交換器内で該圧縮天然ガスストリームを冷却する段階を含む、
    請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の方法。
13. 前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器のうちの１つが、前記仕事生成天然ガス膨張器によって駆動される、
    請求項１ないし１２のいずれか１項に記載の方法。
14. 浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上で前記圧縮する段階、冷却する段階、膨張させる段階、及び液化する段階を行う段階を更に含む、
    請求項１ないし１３のいずれか１項に記載の方法。
15. 前記圧縮する段階、冷却する段階、及び膨張させる段階は、前記浮遊式ＬＮＧ構造体の前記上甲板上の単一モジュール内で行われる、
    請求項１４に記載の方法。
16. 天然ガスの液化のための装置であって、
    天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａよりも大きい第１の圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、
    前記圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリーム形成するように構成された冷却要素と、
    ３，０００ｐｓｉａ未満及び前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記第１の圧力よりも大きくない第２の圧力まで前記冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器と、を備え、
    前記冷えた天然ガスストリームは、第１の冷えた天然ガスストリームであり、
    前記装置は、さらに、
    前記第１の冷えた天然ガスストリームを、第２の冷えた天然ガスストリームと、第１の冷媒ストリームと、第２の冷媒ストリームとに分離するための手段と、
    前記冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化のための設備と、を備え、
    前記液化のための設備は、開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールを備え、
    前記装置が、
    前記天然ガスストリームが前記２又は３以上の直列に配置された圧縮器によって圧縮される前に該天然ガスストリームと組み合わされる前記開ループ供給ガス膨張器ベースの工程の再循環冷媒ストリームを更に備え、
    前記開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールは、
    前記第１の冷媒ストリームを膨張させて膨張器から放出される第１の温度を有する第１の冷却ストリームを形成するように構成された暖端膨張器と、
    前記第２の冷媒ストリームを膨張させて膨張器から放出される第２の温度を有する第２の冷却ストリームを形成するように構成された冷端膨張器と、
    前記第２の冷えた天然ガスストリームを、前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームとの熱交換により液化するように構成された第１の熱交換器と、を備え、
    前記第１の温度は、前記第２の温度よりも高く、
    前記再循環冷媒ストリームは、熱交換した前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームを含む、
    ことを特徴とする装置。
17. 天然ガスの液化のための装置であって、
    天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａよりも大きい第１の圧力まで圧縮し、それによって圧縮天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも２つの直列に配置された圧縮器と、
    前記圧縮天然ガスストリームを冷却し、それによって冷却圧縮天然ガスストリーム形成するように構成された冷却要素と、
    ３，０００ｐｓｉａ未満及び前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記第１の圧力よりも大きくない第２の圧力まで前記冷却圧縮天然ガスストリームを膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成するように構成された少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器と、を備え、
    前記冷えた天然ガスストリームは、第１の冷えた天然ガスストリームであり、
    前記装置は、さらに、
    前記第１の冷えた天然ガスストリームを、第２の冷えた天然ガスストリームと、第１の冷媒ストリームと、第２の冷媒ストリームとに分離するための手段と、
    前記冷えた天然ガスストリームを液化するように構成された液化のための設備と、を備え、
    前記液化のための設備は、開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールを備え、
    前記装置が、
    前記天然ガスストリームが前記２又は３以上の直列に配置された圧縮器によって圧縮される前に該天然ガスストリームと組み合わされる前記開ループ供給ガス膨張器ベースの工程の再循環冷媒ストリームを更に備え、
    前記開ループ供給ガス膨張器ベースの液化モジュールは、
    前記第１の冷媒ストリームを膨張させて膨張器から放出される第１の温度を有する第１の冷却ストリームを形成するように構成された暖端膨張器と、
    前記第２の冷媒ストリームを膨張させて膨張器から放出される第２の温度を有する２相ストリームを形成するように構成された冷端膨張器と、
    前記２相ストリームを第２の冷却ストリーム及び第１の加圧ＬＮＧストリームに分離するように構成された分離器と、
    前記第２の冷えた天然ガスストリームを、前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームとの熱交換により液化するように構成された第１の熱交換器と、
    を備え、
    前記第１の温度は、前記第２の温度よりも高い、
    前記再循環冷媒ストリームは、熱交換した前記第１の冷却ストリーム及び前記第２の冷却ストリームを含む、
    ことを特徴とする装置。
18. 前記仕事生成天然ガス膨張器は、前記冷却圧縮天然ガスストリームを２，０００ｐｓｉａ未満の圧力まで膨張させるように構成されている、
    請求項１６又は１７に記載の装置。
19. 前記冷却要素は、環境と熱を交換することによって前記圧縮天然ガスストリームを冷却するように構成された第２の熱交換器を備えている、
    請求項１６ないし１８のいずれか１項に記載の装置。
20. 前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、前記冷却要素、前記少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器、及び前記液化のための設備は、浮遊式ＬＮＧ構造体上に配置されている、
    請求項１６ないし１９のいずれか１項に記載の装置。
21. 前記少なくとも２つの直列に配置された圧縮器、前記冷却要素、及び前記少なくとも１つの仕事生成天然ガス膨張器は、前記浮遊式ＬＮＧ構造体の上甲板上の単一モジュール内に配置されている、
    請求項２０に記載の装置。

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