特許 7053266 ＬＮＧプラントにおけるガス回収のための統合システムおよびプロセス

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】

(24)【登録日】2022-04-04

(45)【発行日】2022-04-12

(54)【発明の名称】ＬＮＧプラントにおけるガス回収のための統合システムおよびプロセス

(51)【国際特許分類】

   F17C 13/00 20060101AFI20220405BHJP

【ＦＩ】

F17C13/00 302A

【請求項の数】 10

(21)【出願番号】P 2017550109

(86)(22)【出願日】2016-03-24

(65)【公表番号】

(43)【公表日】2018-04-26

(86)【国際出願番号】 MY2016000014

(87)【国際公開番号】W WO2016153334

(87)【国際公開日】2016-09-29

【審査請求日】2019-03-08

(31)【優先権主張番号】PI2015000746

(32)【優先日】2015-03-25

(33)【優先権主張国・地域又は機関】MY

(73)【特許権者】

【識別番号】512172040

【氏名又は名称】ペトロリアム ナショナル ブルハド （ペトロナス）

(74)【代理人】

【識別番号】110000729

【氏名又は名称】特許業務法人 ユニアス国際特許事務所

(72)【発明者】

【氏名】ビー ガザーリー、アミール ハムザ

(72)【発明者】

【氏名】ビー アハマド、エム ファズル

(72)【発明者】

【氏名】ビー ワン ヤヒヤ、ワン アハマド アクラム

(72)【発明者】

【氏名】ビー アブドゥーラ、アミラン

(72)【発明者】

【氏名】中山 徹

(72)【発明者】

【氏名】野田 隆

【審査官】植前 津子

(56)【参考文献】

【文献】特開昭５７－１４６９９８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１３－０８７９１１（ＪＰ，Ａ）

【文献】米国特許出願公開第２０１０／０２７５６４６（ＵＳ，Ａ１）

【文献】特開２０１５－０５４５７７（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開昭５８－０４６２９９（ＪＰ，Ａ）

【文献】特表２００７－５１１７１７（ＪＰ，Ａ）

【文献】米国特許出願公開第２０１０／０１０７６８６（ＵＳ，Ａ１）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｆ１７Ｃ Ｆ１７Ｃ１／００－１３／１２

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

ＬＮＧを受け入れる第１の入口と、ＬＮＧタンクからのボイルオフガスを受け入れる第２の入口と、前記ＬＮＧタンクからのＬＮＧをストリッピングラインから受け入れる第３の入口と、を有するフラッシュドラムと、
少なくとも２段の圧縮機を有し、前記フラッシュドラムの第１の出口からのガス流を圧縮して圧縮ガス流を放出するように構成された統合圧縮機列と、を備え、
該第１および第２の入口の天然ガスおよびＬＮＧを分離して、前記第１の出口で前記ガス流を生成し、前記フラッシュドラムの第２の出口でＬＮＧを出すように構成され、
前記フラッシュドラムは、前記第２の入口の天然ガスを凝縮するように構成され、さらに前記第１の入口および第２の入口間での熱交換を可能にするように構成される、ＬＮＧプラントにおける統合ガス回収システム。

【請求項2】

前記第３の入口からのＬＮＧは、前記第１の入口からのＬＮＧが利用できない場合に前記ボイルオフガスを凝縮するように構成される、請求項１に記載の統合ガス回収システム。

【請求項3】

前記ＬＮＧプラントがオフショアの浮上船上に配置される、請求項１または２に記載の統合ガス回収システム。

【請求項4】

前記システムが、前記第１の出口からの前記ガス流をフレアするフレアスタックを更に備える、請求項１から３のいずれか一項に記載の統合ガス回収システム。

【請求項5】

前記システムが、前記圧縮ガス流を前記統合ガス回収システムに戻すラインを更に備える、請求項１から４のいずれか一項に記載の統合ガス回収システム。

【請求項6】

前記ラインが、前記統合ガス回収システムに戻る圧縮ガス流の流れを制御する１つ以上の遮断弁を備える、請求項５に記載の統合ガス回収システム。

【請求項7】

前記第１の出口の運転温度が－１６１℃から－１５９℃である、請求項１から６のいずれか一項に記載の統合ガス回収システム。

【請求項8】

前記第１段圧縮機の吸込温度が－１６１℃から－１５９℃である、請求項１に記載の統合ガス回収システム。

【請求項9】

フラッシュドラムを提供するステップと、
ＬＮＧを前記フラッシュドラムの第１の入口から受け入れるステップと、
ＬＮＧタンクからのボイルオフガスを前記フラッシュドラムの第２の入口から受け入れるステップと、
前記ＬＮＧタンクからのＬＮＧを、ストリッピングラインから、前記フラッシュドラムの第３の入口から受け入れるステップと、
該第１および第２の入口の天然ガスおよびＬＮＧを分離して、前記フラッシュドラムの第１の出口でガス流を生成し、前記フラッシュドラムの第２の出口でＬＮＧを出すステップと、
少なくとも２段の圧縮機を使用して、該第１の出口からの該ガス流を圧縮して圧縮ガス流を放出するステップと、
前記フラッシュドラムを使用して、前記第２の入口の天然ガスを凝縮し、前記第１の入口および第２の入口間で熱交換を行うステップと、を含む、統合システムを用いたＬＮＧプラントにおけるガス回収のためのプロセス。

【請求項10】

前記第３の入口からのＬＮＧは、前記第１の入口からのＬＮＧが利用できない場合に前記ボイルオフガスを凝縮するように構成される、請求項９に記載のガス回収のためのプロセス。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、ガスの管理および回収のための統合システムおよびプロセスに関する。それは特に、排他的にではないが、ＬＮＧプラントにおけるボイルオフガス（ＢＯＧ）回収に有用である。

【背景技術】

【0002】

液化天然ガス（ＬＮＧ）は、－１６０℃の極低温で液状の天然ガスである。天然ガスがＬＮＧへと変化すると、その体積は減少する。この体積の減少により、天然ガスの長距離輸送を経済的に行うことが可能になる。

【0003】

一般的なＬＮＧプラント５では、ガス田１からの天然ガスは、前処理ユニット１０、酸性ガス除去ユニット１５、脱水ユニット２０、重炭化水素分離ユニット２５を通過し、液化ユニット３０で液化され、そこで体積が６００分の１に減少する。次に、ＬＮＧはＬＮＧタンク５５に貯蔵される。これらの処理ユニットは、図１、２ａ、および２ｂに示されている。

【0004】

エンドフラッシュユニット３５は、液化ユニット３０の下流側に設置され、ＬＮＧがＬＮＧタンク５５に貯蔵される前にその圧力を低減する。更に、エンドフラッシュユニット３５は、ＬＮＧプラント５のＬＮＧスループットを増加させるという更なる利点を有する。エンドフラッシュユニット３５は、ＬＮＧ流を所望の温度まで膨張冷却し、より温かいＬＮＧ流を液化ユニットから逃がす。この目的のため、エンドフラッシュユニット３５は伝熱を改善し、エンドフラッシュユニット３５の一部を形成する熱交換器（図示なし）の冷却負荷を低減する。結果として、より多量の天然ガスが熱交換器内で凝縮され、それが主に販売ＬＮＧ ４５としてエンドフラッシュユニット３５を出る。エンドフラッシュユニット３５からの塔頂留出流またはフラッシュガス４０は、ＬＮＧプラント５の燃料ガスとして使用されてもよい。

【0005】

エンドフラッシュ圧縮機列５０は、エンドフラッシュユニット３５の下流側に用いられて、出ていくフラッシュガス４０を、他のプロセスで燃料ガス９０として使用するために圧縮することができる。図２ａは、エンドフラッシュユニット３５およびエンドフラッシュ圧縮機列５０の構成を更に詳細に示している。

【0006】

エンドフラッシュユニット３５から放出された販売ＬＮＧ ４５は、ＬＮＧタンク５５に一時的に貯蔵される。貯蔵および輸送中にＬＮＧタンク５５に入る熱により、タンク内の販売ＬＮＧ ４５の一部が継続的に蒸発し、ボイルオフガス（ＢＯＧ）と呼ばれるガスを作り出し、それによって販売ＬＮＧ ４５の品質が時間と共に変化する。ＢＯＧは、ＬＮＧタンク５５内部の圧力を上昇させるので、安全圧力レベルを維持するためには除去しなければならない。従来、ＢＯＧ ６０はＢＯＧノックアウトドラム６５に通され、そこで一部のＢＯＧが再液化されＬＮＧ貯蔵タンク５５に戻されて（７５）、貴重なＬＮＧを再循環させ回収するので、それを行わなければ余分なＢＯＧとして失われるであろうＬＮＧがフレアされ除去されて、安全圧力レベルが維持される。蒸気として残っているＢＯＧは、次に、ＢＯＧ圧縮機７０によって圧縮され、天然ガス８５として輸出される。熱交換のため、ＬＮＧ急冷ライン６２がＢＯＧノックアウトドラム６５の上流側に含まれてもよい。図２ｂは、ＢＯＧノックアウトドラム６５およびＢＯＧ圧縮機７０の構成を更に詳細に示している。

【0007】

近年、フローティングＬＮＧ（Ｆ－ＬＮＧ）が世界中で益々重要性を増してきている。オフショア液化を可能にする新技術に伴い、石油生産者は、ＦＬＮＧが隔離されたオフショア天然ガス埋蔵量を活用するコスト効率の良い方法であり得ると考えている。しかしながら、ＬＮＧ生産をオフショア設備に移すことには、要求が厳しい一連の課題がある。従来の「オンショア」ＬＮＧプラントは、相当量の処理ユニットと、ＦＬＮＧ施設で利用可能なプロットスペースを超えて延在する長いパイプラインとを必要とする。設計および建設の観点から、最高レベルの安全性を維持するとともにＬＮＧ生産に対する柔軟性を向上させつつ、従来のＬＮＧ施設のすべての要素をＦＬＮＧ施設の上部に収める必要がある。

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0008】

天然ガス供給物をＬＮＧへと変換する、コスト効率が良く空間効率が良いシステムおよびプロセスが依然として求められている。

【課題を解決するための手段】

【0009】

第１の態様では、本発明は、ＬＮＧを受け入れる第１の入口と、ボイルオフガスを受け入れる第２の入口とを備え、第１および第２の入口の天然ガスおよびＬＮＧを分離して、ガス流の第１の出口およびＬＮＧの第２の出口を作成するように構成された、ＬＮＧプラントにおける統合ガス回収システムを提供する。

【0010】

第２の態様では、本発明は、ＬＮＧを第１の出口から受け入れるステップと、ボイルオフガスを第２の入口から受け入れるステップと、第１および第２の入口の天然ガスおよびＬＮＧを分離して、ガス流の第１の出口およびＬＮＧの第２の出口を作成するステップとを含む、統合システムを用いたＬＮＧプラントにおけるガス回収のためのプロセスを提供する。

【0011】

考察したように、従来のＬＮＧプラントは、別個のシステムを、即ちエンドフラッシュユニット、ＢＯＧノックアウトドラム、およびそれらそれぞれのまたは専用の圧縮機列を使用して、ＬＮＧのスループットを最適化し、ＬＮＧプラント内の安全動作条件を維持する。

【0012】

従来のＬＮＧプラントと比較して、本発明の一実施形態による統合ガス回収システムによって提供される利点は、別個の処理ユニットおよびシステムを必要とすることなく、安全動作条件を維持しながら、ＬＮＧプラントのＬＮＧスループットと、ＢＯＧおよびエンドフラッシュガスを含むＬＮＧプラントで発生する回収ガスの両方を管理できるという点である。安全動作条件は、一例では、統合ガス回収システムを使用してＬＮＧ圧力を調整することによって、ＬＮＧプラント内で達成することができる。したがって、本発明の統合ガス回収システムは、機器数を低減し、それによってＬＮＧプラントの設計および建設が単純化される。その結果として、資本投資および長期運用コストを低減することができる。

【0013】

一実施形態では、統合ガス回収システムおよびＬＮＧプラントは、オフショアの浮上船または運送船上に配置されてもよい。

【0014】

代替実施形態では、統合ガス回収システムは、統合ガス回収システムから放出されたガス流を圧縮するように構成された、統合圧縮機列を含んでもよい。有利には、統合圧縮機列は、次のものによる圧縮荷重に対処する。
ｉ）ＬＮＧタンクから発生したＢＯＧ、
ｉｉ）輸送中の蒸気戻り、
ｉｉｉ）ＬＮＧランダウンもしくは統合ガス回収システムからのフラッシュガス流、または、
ｉｖ）それらの組み合わせ。

【0015】

考察したように、従来のＬＮＧプラントは、一般的に、１つはエンドフラッシュユニット用、１つはＢＯＧノックアウトドラム用の、少なくとも２つの別個の圧縮機列を伴って稼働する。かかる配置の欠点は、圧縮荷重を２つの圧縮機列間で分割できるという理由ではない場合よりも、圧縮機が十分に活用されないことが多い点である。

【0016】

したがって、統合圧縮機列を提供することによって、本発明は、オフショアＬＮＧプラントを稼働するための総合的な経済性を改善する手段を提供する。これは、ＬＮＧプラントを稼働させるのに必要な圧縮機列の数を低減し、それによって先行資本投資および進行中の運転コストを低減することによって達成される。

【0017】

一実施形態では、統合ガス回収システムは、二段圧縮機を含む圧縮機列を含んでもよい。

【0018】

別の実施形態では、統合ガス回収システムは、統合システムの第１および第２の入口の間で熱交換を可能にするように構成されてもよい。この目的のため、ＬＮＧ ＢＯＧと液化ユニットからのＬＮＧランダウンとの間の熱交換は、次のことによって圧縮機列の効率を改善する。
ｉ）第１段圧縮機の吸込温度を－１６０℃まで低下させること、および、
ｉｉ）圧縮機の吸込配管のサイズを低減すること。

【0019】

別の実施形態では、統合ガス回収システムの第１の出口は、－１６１℃～－１５９℃の運転温度を有してもよい。

【0020】

別の実施形態では、統合ガス回収システムは、－１６１℃～－１５９℃の吸込温度を有する第１段圧縮機を含んでもよい。

【図面の簡単な説明】

【0021】

本発明の実施形態について、単なる例として図面を参照して記載する。

【図1】従来のＬＮＧプラントに関与するシステムおよびプロセスを示す概略ブロック図である。

【図2a-2b】図１のエンドフラッシュユニット、ＢＯＧノックアウトドラム、およびそれらそれぞれの圧縮機列を示す構成図である。

【図3】本発明の一実施形態によるガス回収のための統合システムおよびプロセスを示す概略ブロック図である。

【図4】図３のガス回収のための統合システムおよびプロセスを示す構成図である。

【図5】本発明の別の実施形態によるガス回収のための統合システムおよびプロセスを示す概略ブロック図である。

【図6】図５のガス回収のための統合システムおよびプロセスを示す構成図である。

【発明を実施するための形態】

【0022】

本発明は、ＬＮＧプラントのＬＮＧ、ＢＯＧ、およびエンドフラッシュガスのスループットを管理する、統合ガス回収システムおよびプロセスに関する。特に、統合システムおよびプロセスは、液化ユニットの下流側の圧力レベルなど、安全動作条件の管理を伴う。

【0023】

図３は、本発明の一実施形態による、ＬＮＧプラント１３０のための統合ガス回収システム１００の概略ブロック図を示している。統合ガス回収システム１００は、構造充填物、液体分配器、ランダム充填物、またはそれらの組み合わせを含む、フラッシュドラム９５であってもよいことが理解されるであろう。図４は、図３の統合ガス回収システム１００の構成を示している。

【0024】

統合ガス回収システム１００は、入口１０５、１１０および出口１１５、１２０を有するフラッシュドラム９５を備える。液化ユニット３０からのＬＮＧは、統合ガス回収システム１００の.入口１１０に供給される。それとは別に、ＬＮＧタンク１２５からのＢＯＧは、統合ガス回収システム１００の入口１０５に向けられる。

【0025】

それに加えて、本発明の一実施形態によるフラッシュドラム９５は、入口１１０からのＬＮＧと入口１０５からのＢＯＧとの間の熱交換または伝熱を含んでもよい。熱交換のプロセスにおいて、入口１０５、１１０からのＬＮＧは急冷され凝縮し、それが次に、フラッシュドラム９５の底部に沈殿し、出口１１５を通って出る。ＬＮＧ １１５は次に、ＬＮＧタンク１２５に戻され貯蔵される。気相で残ったＢＯＧは、窒素およびエタンなどのような気化ガスまたはフラッシュガスの比較的少量の混合物と共に、入口１１０から上昇し、出口１２０を通ってフラッシュドラム９５の頂部から出る。

【0026】

出口１２０におけるガスの運転温度は、本発明の任意の実施形態によれば、入口１１０に供給されるＬＮＧの量および／または入口１０５に供給されるＢＯＧの量を変化させることによって、制御弁を介して維持または変更されてもよい。図３および４に示される実施形態では、出口１２０におけるガスの運転温度は、プロセス外乱および制御ノイズがなければ、すべての運転シナリオで－１６１℃～－１５９℃に維持されてもよい。

【0027】

統合ガス回収システム１００の内部およびパイプラインは、本発明の任意の実施形態によれば、ＬＮＧプラント１３０の最適な空間効率およびＬＮＧスループットを達成するように、合理的にサイズ決めされてもよい。一実施形態では、フラッシュドラム９５は、ＬＮＧとＢＯＧの間における所望量の伝熱および質量移動に必要な機器を収容する、より複雑な内部を含んでもよい。

【0028】

出口１２０からのガスの混合物は、本発明の任意の実施形態によれば、統合圧縮機列１３５を使用して圧縮され、ＦＬＮＧ発電のために燃料ガスシステム１４３に向けられてもよい。あるいは、圧縮機列１３５から放出された圧縮ガスは、ＬＮＧプラント１３０の補助機関、ガスタービン、ガスディーゼル機関、および／または気化器に動力供給するのに使用されてもよい。

【0029】

本発明の一実施形態では、統合圧縮機列１３５は、次のものによる圧縮荷重に対処する、二段圧縮機（第１段および第２段）を備えてもよい。ＬＮＧタンク１２５から発生する（１０５）ＢＯＧ、ＬＮＧ運送船からの輸送中の蒸気戻り１５０、フラッシュドラム９５からのガス流１２０、およびそれらの組み合わせ。圧縮荷重は、積出しモードと保持モードとの間で変動してもよい。保持モード中の圧縮荷重に対して、ＬＮＧ積出し作業の間は、ＬＮＧ運送船からの蒸気が統合ガス回収システム１００に戻る（１０５）ので、圧縮機列１３５の圧縮荷重は著しく増加する。設計要件に応じて、ＬＮＧプラント１３０における圧縮機列１３５の容量または荷重を増加させるため、更なる圧縮機が追加されてもよい。

【0030】

フラッシュドラム９５は、本発明の任意の実施形態によれば、入口１０５からのＢＯＧと液化ユニット３０からのＬＮＧランダウン１１０との間の継続的な熱交換を含んでもよい。この場合、継続的な熱交換は、圧縮機列１３５の冷却負荷を低減させ、それによって圧縮機列１３５の効率が向上する。有利には、第１段圧縮機の吸込温度は－１６１℃～－１５９℃で維持されてもよく、これは、従来のＬＮＧプラントにおける－１００℃～－１４０℃の範囲と比較して大幅に低い。ガスは低温で収縮するので、統合圧縮機列１３５の吸込配管サイズが低減されて、より一層のコストおよび操作面での削減を得ることができる。

【0031】

統合圧縮機列１３５は、低温条件に耐えるように設計され、またそのような材料で作られてもよいことが理解されるであろう。

【0032】

本発明の一実施形態では、図４および６に示されるように、統合圧縮機列１３５の安全運転のため、耐サージライン１４５が設置されてもよい。耐サージライン１４５は、圧縮機列１３５から放出された圧縮ガスを、フラッシュドラム９５に戻すかまたは再循環させる。この目的のため、耐サージライン１４５は、ＬＮＧプラント１３０の運転開始および停止、ＬＮＧ負荷移動、および電力断の間において、圧縮機列１３５のサージを防ぎ、圧力および流れの転移に対処する。

【0033】

本発明の別の実施形態では、耐サージライン１４５は、フラッシュドラム９５に戻る圧縮ガスの供給または流れを制御する、１つ以上の遮断弁または開閉弁（例えば、ＫＳＶ）を含んでもよい。例えば、圧縮機の故障中または圧縮機列の整備中、弁が遮断されて、圧縮ガスがフラッシュドラム９５に戻るのを停止してもよい。この配置は、整備または点検作業に備えて、圧縮機列１３５および耐サージライン１４５を統合ガス回収システム１００から隔離する。

【0034】

本発明の更なる実施形態では、耐サージライン１４５はまた、遮断弁が全開の時およびその場合に限って圧縮機の始動を可能にするように構成された、許容ロジック（permissive logic）を含んでもよい。

【0035】

図３～６で分かるように、本発明の更なる実施形態は、フラッシュドラム９５の下流側にフレアスタック１４０を備えて、緊急時、電力または機器の故障時、機器の整備時、または他のプラントのアップセット状態時に、ガスの安全な処分を可能にしてもよい。極度のターンダウンまたは緊急状態の場合、液化ユニット３０からのＬＮＧランダウンが継続する場合があり、フラッシュドラム９５の容量を超える量でＢＯＧが発生する場合がある。この場合、フラッシュドラム９５内のＢＯＧとフラッシュガスの混合物は、フレアリングまたは通気によって雰囲気へと送られる。

【0036】

図５および６を参照すると、統合ガス回収システム１００の更なる実施形態は、ＬＮＧストリッピングライン１５５を含んでもよい。ＬＮＧストリッピングライン１５５は、ＬＮＧタンク１２５からのＢＯＧ １０５およびＬＮＧ運送船からの蒸気戻り１５０を急冷または凝縮するため、ＬＮＧをＬＮＧタンク１２５から給送する。その結果として、ＬＮＧストリッピングライン１５５は、ＬＮＧランダウンが液化ユニット３０から利用できない場合のバックアップの役割を果たす。

【0037】

本発明の別の実施形態による統合ガス回収システム１００は、統合圧縮機列１３５からの圧縮ガスを、脱水ユニットおよび重ＨＣ分離ユニットのような上流側ユニットのための再生ガス１６０として使用することを含んでもよい。

【図1】

【図2a】

【図2b】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】