(57)【要約】【課題】ＬＮＧのパイプラインでの輸送を短縮すること。【解決手段】（ａ）第一地点（２）に天然ガス流（１０）を供給する工程、（ｂ）第一地点（２）の天然ガス流（１０）を処理して、メタンを７０〜１００モル％含む処理天然ガス流（２０）を得る工程、（ｃ）処理天然ガス流（２０）を２ｋｍ以上に亘るパイプライン経由で第二地点（３）に輸送する工程、（ｄ）第二地点（３）の処理天然ガス流（２０）を液化して、大気圧で液化炭化水素製品（５０）を得る工程を含む、天然ガス流の液化方法、及び第一地点にあって、処理炭化水素流を得るための１つ以上の処理ユニット（１１，１２，１３，１４，１８，１９）；第二地点にあって、液化炭化水素製品を大気圧で製造するための１つ以上の液化プラント（２１）；処理天然ガス流を２ｋｍ以上の距離に亘って第二地点に輸送するためのパイプラインを備えた天然ガス流の液化装置。【選択図】図１
2009542882.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
（ａ）第一地点（２）に天然ガス流（１０）を供給する工程、
（ｂ）第一地点（２）の天然ガス流（１０）を処理して、メタンを７０〜１００モル％の範囲で含む処理天然ガス流（２０）を得る工程、
（ｃ）処理天然ガス流（２０）を、第二地点（３）に２ｋｍ以上に亘ってパイプライン経由で輸送する工程、
（ｄ）第二地点（３）の処理天然ガス流（２０）を液化して、大気圧で液化炭化水素製品（５０）を得る工程、
を少なくとも含む、天然ガスの液化方法。
【請求項２】
工程（ｂ）での処理が、処理天然ガス流（２０）中のＣＯ２含有量が好ましくは５００ｐｐｍ未満、更に好ましくは２００ｐｐｍ未満、なお更に好ましくは５０ｐｐｍ未満となるようなＣＯ２の除去を少なくとも含む請求項１に記載の方法。
【請求項３】
第二地点（３）ではＣＯ２の除去は行わない請求項２に記載の方法。
【請求項４】
工程（ｂ）での処理が、Ｈ２Ｏの除去、好ましくは処理天然ガス流（２０）中のＨ２Ｏ含有量が１００ｐｐｍ未満、更に好ましくは１０ｐｐｍ未満、なお更に好ましくは１ｐｐｍ未満となるようなＨ２Ｏの除去を少なくとも含む請求項１〜３のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項５】
処理天然ガス流（２０）が、工程（ｃ）の輸送前に、好ましくは５０バールを超え、更に好ましくは６０バールを超え、なお更に好ましくは７０バールを超える圧力に圧縮される請求項１〜４のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項６】
処理天然ガス流（２０）が、ほぼ臨界点を超える状態で輸送される請求項１〜５のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項７】
処理天然ガス流（２０）が、輸送中、周囲との熱交換により冷却される請求項１〜６のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項８】
処理天然ガス流（２０）が、第二地点（３）に着く前に、＜１０℃、好ましくは＜０℃、更に好ましくは＜−１０℃の温度に冷却される請求項７に記載の方法。
【請求項９】
処理天然ガス流（２０）が、Ｃ５＋炭化水素を５モル％未満、好ましくは１モル％未満含有する請求項１〜８のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１０】
液化天然ガス製品（５０）が、輸送され、再ガス化される請求項１〜９のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項１１】
工程（ｄ）で冷媒が使用され、該冷媒は、第二地点以外の異なる地点で製造され、パイプライン経由で第二地点に供給される請求項１〜９のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１２】
第一地点（２）にあって、処理天然ガス流（２０）を得るための１つ以上の処理ユニット（１１，１２，１３，１４，１８，１９，．．．）；
第二地点（３）にあって、液化炭化水素製品（５０）を大気圧で製造するための１つ以上の液化プラント（２１）；
処理天然ガス流（２０）を２ｋｍ以上の距離に亘って第二地点（３）に輸送するためのパイプライン（４）；
を少なくとも備えた、天然ガス流（１０）の液化装置（１）。
【請求項１３】
第一地点（２）の処理ユニット（１１，１２，１３，１４，１８，１９，．．．）の１つが、ＣＯ２の除去用に適応される請求項１２に記載の装置（１）。
【請求項１４】
第二地点（３）では、処理天然ガス流（２０）からのＣＯ２除去は行わない請求項１２又は１３に記載の装置（１）。
【請求項１５】
第一地点（２）の処理ユニット（１１，１２，１３，１４，１８，１９，．．．）の１つが、Ｈ２Ｏの除去用に適応される請求項１２〜１４のいずれか１項に記載の装置（１）。
【請求項１６】
第一地点（２）の処理天然ガス流（２０）を、好ましくは４０バールを超え、更に好ましくは５０バールを超え、なお更に好ましくは６０バールを超える圧力に圧縮するための圧縮器（１７）を更に備える請求項１２〜１５のいずれか１項に記載の装置（１）。
【請求項１７】
パイプライン（４）が実質的に熱絶縁されていない請求項１２〜１６のいずれか１項に記載の装置（１）。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は天然ガス流の液化方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
天然ガス流を液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を得る方法は数種知られている。多くの理由から天然ガス流は液化することが好ましい。一例として、液体はガスに比べて占有容積が小さい上、高圧で貯蔵する必要がないので、ガスの形態よりも液体としての方が長距離に亘って容易に貯蔵、輸送できる。
【０００３】
通常、液化すべき天然ガス流（主としてメタンを含む）は、エタン及びエタンより重質の炭化水素、並びに液化前に或る程度除去すべき可能な他の成分を含有する。このため、天然ガス流は処理される。処理の１つは、Ｈ２Ｏ、ＣＯ２及びＨ２Ｓ、並びに若干のエタン、プロパン、及びブタン、ペンタン等の重質炭化水素のような望ましくない成分の除去を含む。
【０００４】
ＷＯ２００６／００９６４６Ａ２には、天然ガスの液化方法が開示されている。図１には、従来のＬＮＧ液化ブラントが示され、このプラントは、任意の処理工程。例えば原料精製工程（液体の除去、硫化水素の除去、二酸化炭素の除去、脱水）、生成物の精製工程（ヘリウムの除去、窒素の除去）及び非メタン生成物製造工程（脱エタン化、脱プロパン化、硫黄回収）の幾つかの例を含んでいる。この文献によれば、液化及び処理の両方とも１つの地点で行っている。
【０００５】
この公知方法の問題は、天然ガスを処理し液化する場所がＬＮＧを遠くの市場に輸送するために意図した船舶や車両に容易に接近できない所に存在すれば、まず遠くの港にＬＮＧをパイプライン経由で輸送しなければならないことである。これは、極低温のパイプラインが高価になるという観点から極めて望ましくない。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
本発明の目的は前記問題を最小化することである。
本発明の別の目的は、特に北極圏で遭遇するような極寒条件下での天然ガス流の代替液化方法を提供することである。
【０００７】
前記目的の１つ以上又は他の目的は、本発明による天然ガス流の液化方法を提供することにより達成される。この方法は、
（ａ）第一地点に天然ガス流を供給する工程、
（ｂ）第一地点の天然ガス流を処理して、メタンを７０〜１００モル％の範囲で含む処理天然ガス流を得る工程、
（ｃ）処理天然ガス流を、第二地点に２ｋｍ以上に亘ってパイプライン経由で輸送する工程、
（ｄ）第二地点の処理天然ガス流を液化して、大気圧で液化炭化水素製品を得る工程、
を少なくとも含む。
【０００８】
第一及び第二地点は、沿岸又は海上のいずれに位置してもよい。したがって、第一及び第二地点の場所については、本発明では沿岸−沿岸、海上−海上、沿岸−海上及び海上−沿岸の全てが含まれる。
【発明の効果】
【０００９】
本発明の利点は、両地点で設備が少なくて済むことである。これにより、限定された区画（ｐｌｏｔ）空間が沿岸及び／又は海上で得られる場合でも天然ガス流の液化が可能である。
【００１０】
他の利点は、特に本発明方法を北極圏のような極寒冷地で適用しても、周囲の寒冷を利用でき、これにより実際の液化を行う前に、処理天然ガス流を或る程度冷却できることである。これにより、液化設備の資金を低下できる。
【００１１】
好ましい実施態様では、第二地点は海上に位置する。この好ましい実施態様の利点は、液化炭化水素製品を輸送車両を用いて第二地点から容易に輸送できることである。したがって、液化製品、特にＬＮＧをパイプライン経由で長距離に亘って輸送する必要がないことである。
【００１２】
発明の概要
第一地点及び第二地点は、単一のプロセス又は処理ユニットだけ含むように制限されず、むしろ１つ以上のプロセスユニットを含むプラント用地を含むように意図される。第一地点及び第二地点は、互いに２ｋｍ以上、好ましくは５ｋｍ以上、更に好ましくは１０ｋｍ以上距離がある。この距離は、１０００ｋｍを超えてもよいが、好ましくは９００ｋｍ未満である。
【００１３】
第一地点は、好ましくは処理し液化すべき天然ガス流を生産する所、例えば天然ガス又は石油資源の近くに位置する。第一地点には１つ以上の処理ユニットが配置される。処理ユニットとしては、スラグ捕獲器、凝縮物安定器、酸性ガス除去（ＡＧＲ）ユニット、脱水ユニット、硫黄回収ユニット（ＳＲＵ）、水銀除去ユニット、窒素廃棄ユニット（ＮＲＵ）、ヘリウム回収ユニット（ＨＲＵ）、炭化水素露点ユニット等、従来の処理ユニットであってよい。また第一地点には、例えばＣ３／Ｃ４液体石油ガス（ＬＰＧ）及びＣ５＋液体（凝縮物）の回収用の分別又は抽出ユニットが存在してもよい。これらの処理ユニット自体は当業者に周知なので、ここでは更に説明しない。
【００１４】
第二地点は、好ましくは液化天然ガスを船積みし、さもなければ所望の市場に輸送するＬＮＧ輸出ターミナルの近くに位置する。第二地点では液化炭化水素製品を得るため、少なくとも液化プラントが存在する。所望ならば、第一地点について述べた処理ユニットの幾つかが第二地点に存在してよい。しかし、第二地点に配置される処理ユニットはできるだけ少ないことが好ましい。これにより、液化プラント近くでの取扱量（及びこれによる作業者の存在）を最小化できる。更に、第二地点の区画空間は最小となる。
【００１５】
天然ガス流は、処理し液化されるいかなる好適なガス流であってもよいが、通常は天然ガス又は石油資源から産出して得られる。代替法として、天然ガス流は、合成ガスからメタンを製造するフィッシャー・トロプシュ法のような合成供給源等の他の供給源から得ることも可能である。
【００１６】
通常、天然ガスは、実質的にメタンで構成される。この原料流は、メタンを好ましくは６０モル％以上、更に好ましくは８０モル％以上含有する。
供給源によっては、天然ガスは、メタンより重質の炭化水素、例えばエタン、プロパン、ブタン及びペンタン並びに幾つかの芳香族炭化水素を変化量で含有する。天然ガスは、その他、Ｈ２Ｏ，Ｎ２，ＣＯ２，Ｈ２Ｓ，その他の硫黄化合物等のような非炭化水素も含有してよい。
【００１７】
好ましい実施態様では、工程（ｂ）の処理は、処理天然ガス流中のＣＯ２含有量が好ましくは５００ｐｐｍ未満、更に好ましくは２００ｐｐｍ未満、なお更に好ましくは５０ｐｐｍ未満となるようなＣＯ２の除去を少なくとも含む。ＣＯ２の除去は第二地点で行わないのが特に好ましい。
更に工程（ｂ）の処理は、処理天然ガス流中のＨ２Ｏ含有量が好ましくは１００ｐｐｍ未満、更に好ましくは１０ｐｐｍ未満、なお更に好ましくは１ｐｐｍ未満となるようなＨ２Ｏの除去を少なくとも含むことが好ましい。
更に工程（ｂ）の処理は、水銀（Ｈｇ）の除去を含むことが好ましい。
【００１８】
液化すべき処理天然ガス流は、メタンを７０〜１００モル％、好ましくは８０〜１００モル％の範囲含有する。液化すべき処理天然ガス流は、ペンタン以上の重質炭化水素を意味するＣ５＋炭化水素の含有量が５モル％未満、好ましくは１モル％未満であることが好ましい。
【００１９】
処理天然ガス流は、工程（ｃ）で輸送する前に、好ましくは５０バールを超え、更に好ましくは６０バールを超え、なお更に好ましくは７０バールを超える圧力に圧縮することが好ましい。処理天然ガス流は、ほぼ臨界点を超える状態で輸送することが特に好ましい。この方法で、処理天然ガス流は、ほぼ濃厚相で輸送できる。
【００２０】
本発明の特に好ましい実施態様では、処理天然ガス流は、輸送中、周囲との熱交換により冷却される。処理天然ガス流は、第二地点（３）に着く前に、＜１０℃、好ましくは＜０℃、更に好ましくは＜−１０℃の温度に冷却することが好ましい。これにより、第二地点での液化プラントの冷却任務は著しく低下できる。第一地点と第二地点間の距離は、実質的に熱絶縁されていないパイプライン経由で輸送する場合には、処理天然ガス流ができるだけ冷却され、好ましくは周囲温度に達するような距離である。これにより、パイプラインが特に北極圏のような寒冷地にある場合、寒冷周囲条件という利点が十分に利用できる。これは、第一地点と第二地点間の距離が２ｋｍを超え、好ましくは５ｋｍを超え、更に好ましくは１０ｋｍを超えると、達成できると考えられる。
【００２１】
処理天然ガス流は、工程（ｄ）で液化される。液化は、好適には１種以上の冷媒を用いて行われる。冷媒は第二地点で製造してもよいし、或いは他の所で製造し、第二地点に輸送してもよい。処理天然ガス流の液化に必要な冷媒は、液化を行う第二地点から地理的に離れた所で製造することが好ましい。冷媒を製造する地点と第二地点間の距離は、好ましくは２ｋｍを超え、更に好ましくは５ｋｍを超える。
【００２２】
好ましい一実施態様では、２種以上の冷媒を含む混合冷媒が使用され、これらの冷媒は、液化法で使用される混合冷媒を構成する複数の純冷媒成分のそれぞれに別個のパイプライン経由で第二地点に輸送される。この溶液は、所要冷媒の供給及び組成に最も簡単な陣容の操作方式を与える。
【００２３】
他の一実施態様では２種以上の冷媒を含む混合冷媒が使用され、これらの異なる純冷媒成分は、共通のパイプライン経由で配送され予備混合される。この実施態様の利点は、異なる冷媒成分を別々に輸送するのに必要な他のパイプラインを失くすことである。
【００２４】
更に他の一実施態様では２種以上の冷媒を含む混合冷媒が使用され、これらの異なる純冷媒成分は、単独のパイプラインを経由して連続的閉塞流で配送される。この利点は、第二地点で混合冷媒を分離するための分留塔を必要としないことである。
【００２５】
他の一実施態様では、冷媒はパイプライン経由で第二地点に供給され、この冷媒供給パイプラインは、第二地点での冷媒の貯蔵を失くす（又は減少させる）ため、貯蔵容器として使用される。これは更に第二地点で必要な区画空間を減少させる。
【００２６】
冷媒は、処理天然ガス流を−１４０℃未満、好ましくは−１５０℃未満に冷却するために使用される。冷却工程後、大気圧に膨張させる。液化炭化水素製品は大気圧で得られる。
【００２７】
液化後、液化炭化水素製品は、通常、輸送され再ガス化される。ＬＮＧのような液化炭化水素製品の輸送は、通常、船舶で行われる。再ガス化は、通常、例えば沿岸にあっても海上にあってもよいＬＮＧ輸出ターミナルで行われる。
【００２８】
当業者ならば、液化後の液化炭化水素製品は、所望ならば輸送前に更に処理してよいことを容易に理解する。
【００２９】
他の局面では本発明は天然ガス流の液化装置を提供する。この装置は、
第一地点にあって、処理天然ガス流を得るための１つ以上の処理ユニット；
第二地点にあって、液化炭化水素製品を大気圧で製造するための１つ以上の液化プラント；
処理天然ガス流を２ｋｍ以上の距離に亘って第二地点（３）に輸送するためのパイプライン；
を少なくとも備える。第一及び第二地点は、沿岸又は海上のいずれに位置してもよい。したがって、第一及び第二地点の場所については、本発明では沿岸−沿岸、海上−海上、沿岸−海上及び海上−沿岸の全てが含まれる。
【００３０】
第一地点での処理ユニットの１つは、ＣＯ２の除去に適応することが好ましい。更に第二地点では処理天然ガス流からのＣＯ２除去は行わないことが好ましい。また第一地点での処理ユニットの１つは、Ｈ２Ｏの除去に適応することが好ましい。
【００３１】
通常、本発明の装置は、第一地点で処理天然ガス流を、好ましくは５０バールを超え、好ましくは６０バールを超え、更に好ましくは７０バールを超える圧力に圧縮するための圧縮器を備える。
【００３２】
特に好ましい実施態様ではパイプラインは、実質的に熱絶縁されていない。これにより、第一地点から第二地点に輸送中、処理天然ガス流は周囲により冷却できる。北極圏のような寒冷環境で輸送を行わない場合、周囲の寒冷を利用できる。
以下に本発明を非限定的図面により説明する。
【図面の簡単な説明】
【００３３】
【図１】本発明による工程計画の概略を示す。
【図２】本発明の他の実施態様による工程計画の概略を示す。
【実施例】
【００３４】
説明目的のため、単一符号はライン及びそのラインで運ばれる流れに指定される。同一符号は同様な成分を言う。
図１は、天然ガスのような炭化水素流の処理及び液化用工程計画（包括的に符号１で示す）の概略図である。
【００３５】
図１の工程計画は、２つの別個の地点、即ち、第一地点２及び第二地点３に亘って分割される。第一地点２は、通常、処理し液化すべき天然ガスを産出する場所、例えば天然ガス又は石油資源（図示せず）の近くに位置する。第一地点は沿岸が好ましい。第一地点２では、１つ以上の処理ユニットが配置される。処理ユニットは、スラグ捕獲器、凝縮物安定器、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、その他の酸性ガス除去用の酸性ガス除去（ＡＧＲ）ユニット、水除去用の脱水ユニット、硫黄回収ユニット（ＳＲＵ）、水銀除去ユニット、窒素廃棄ユニット（ＮＲＵ）、ヘリウム回収ユニット（ＨＲＵ）、炭化水素露点ユニット等、従来の処理ユニットであってよい。また第一地点には、例えばＣ３／Ｃ４液体石油ガス（ＬＰＧ）及びＣ５＋液体（凝縮物）の回収用の分別又は抽出ユニットが存在してもよい。これらの処理ユニット自体は当業者に周知なので、ここでは更に説明しない。
【００３６】
図１の実施態様では、第一地点２は、ＣＯ２除去ユニット１１、脱水ユニット１２、水銀除去ユニット１３、及び天然ガスから、選択した重質炭化水素を除去するための炭化水素露点化設備１４を有する。更に２つの冷却器１５，１６及び圧縮器１７が存在する。所望ならば、圧縮器１７は、２つ以上の圧縮器列であってもよい。
【００３７】
第二地点は、好ましくは、製造した液化天然ガスを船積みし、さもなければ所望の市場に輸送するＬＮＧ輸出ターミナルの近くに位置する。第二地点は、第一地点とは２ｋｍ以上の距離があり、９００ｋｍのように遠く（ｈｉｇｈ）てもよい。第二地点３には、ＬＮＧを得るため、液化プラント２１が少なくとも存在する。
【００３８】
所望ならば、第一地点２について述べた処理ユニットの幾つかが第二地点３に存在してよい。図１の実施態様では、第二地点３は液化プラント２１（当該技術分野で公知の各種陣容を有してよい）及び液化プラントの上流には、天然ガスからＣ３＋炭化水素を除去し、更に仕上げのため分留ユニット１９に送られるスクラブ塔１８を有する。更に幾つかの冷却器２２，２３，２４が存在する。
【００３９】
図１に示す工程計画を使用中、原料流１０（例えば天然ガス又は石油資源から得られる）は、第一地点２において各種の処理ユニットで処理され、処理天然ガス流２０が得られる。原料流１０の入口圧力は、通常、５０〜１００バールであり、温度は、通常、０〜６０℃である。流れ１０の処理後、処理天然ガス流２０が得られる。実施した処理工程に依存して、処理天然ガス流２０は、通常、約４０〜９０℃の範囲、一般には約８０℃の温度を有する。
【００４０】
引き続き流れ２０は、パイプライン４経由で第二地点３に輸送される。このパイプラインは、地上でも、地下でも、或いは海水に囲まれてもよい。特にパイプライン４が北極圏のような寒冷地にある場合、パイプライン４は、処理流２０が寒冷の周囲で冷却されるように、周囲とは実質的に熱絶縁しないことが好ましい。この目的のため、パイプライン４は、実質的に耐低温性炭素鋼で作ることが好ましい。処理流２０は、パイプライン４で輸送中、第二地点３に着く前に、＜１０℃、好ましくは＜０℃、更に好ましくは＜−１０℃の温度に冷却される。勿論、パイプライン中の冷却量は、周囲温度、パイプライン４の長さ、及びパイプライン４に使用される材料のような各種要因に依存する。好適な結果は、パイプラインの長さが２ｋｍ以上で得られることが見出された。
【００４１】
図１の実施態様では、処理流２０は、Ｃ３＋炭化水素（流れ６０として分留ユニット１９に送られる）を除去するため第二地点３で更に処理される。得られた希薄流４０は、（冷却器２３で冷却後）液化プラント２１に通され、ここでＬＮＧ製品５０が製造される。ＬＮＧ５０は、離れた市場に輸送するため、ＬＮＧ輸出ターミナル（図示せず）に送ってよい。輸出ターミナル又はその近くでＬＮＧは再び再ガス化される。ＬＮＧの再ガス化は、沿岸又は海上で行ってよい。その後、再ガス化したガスは、ガスネットワークに送られ、最終ユーザーに分配される。
【００４２】
得られた（１種以上の）製品は、燃料又は冷媒として使用できる。所望ならば、製品７０の少なくとも一部は、第一地点２に戻してよい。
図２は、スクラブ塔１８及び分留ユニット１９を第一地点２に配置した本発明の代りの実施態様を示す。この実施態様では処理流２０は、パイプライン４経由で第二地点３に送られる前に既に液化に好適である。したがって、第二地点３で処理を行う必要はない。
当業者は、本発明の範囲を逸脱することなく、多くの改変を行ってよいことを理解している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００４３】
【特許文献１】ＷＯ２００６／００９６４６Ａ２
【符号の説明】
【００４４】
１      天然ガス流の液化装置
２      第一地点
３      第二地点
４      パイプライン
１０    炭化水素流
１１    処理ユニット
１２    処理ユニット
１３    処理ユニット
１４    処理ユニット
１８    処理ユニット又はスクラブ塔
１９    処理ユニット又は分留ユニット
２０    処理天然ガス流
５０    液化炭化水素製品
【図１】
2009542882.tif 000003
【図２】
2009542882.tif 000004
【手続補正書】
【提出日】平成20年10月29日(2008.10.29)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
（ａ）海上にある第一地点（２）に天然ガス流（１０）を供給する工程、
（ｂ）第一地点（２）の天然ガス流（１０）を処理して、メタンを７０〜１００モル％の範囲で含む処理天然ガス流（２０）を得る工程、
（ｃ）処理天然ガス流（２０）を、海上にあり、かつＬＮＧ輸出ターミナルに近い第二地点（３）に２ｋｍ以上に亘ってパイプライン経由で輸送する工程、
（ｄ）第二地点（３）の処理天然ガス流（２０）を液化して、大気圧で液化炭化水素製品（５０）を得る工程、及び
（ｅ）該液化炭化水素製品を、市場に輸送するため、ＬＮＧ輸出ターミナルに送る工程、
を少なくとも含む、天然ガスの液化方法。
【請求項２】
工程（ｂ）での処理が、処理天然ガス流（２０）中のＣＯ２含有量が好ましくは５００ｐｐｍ未満、更に好ましくは２００ｐｐｍ未満、なお更に好ましくは５０ｐｐｍ未満となるようなＣＯ２の除去を少なくとも含む請求項１に記載の方法。
【請求項３】
第二地点（３）ではＣＯ２の除去は行わない請求項２に記載の方法。
【請求項４】
工程（ｂ）での処理が、Ｈ２Ｏの除去、好ましくは処理天然ガス流（２０）中のＨ２Ｏ含有量が１００ｐｐｍ未満、更に好ましくは１０ｐｐｍ未満、なお更に好ましくは１ｐｐｍ未満となるようなＨ２Ｏの除去を少なくとも含む請求項１〜３のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項５】
処理天然ガス流（２０）が、工程（ｃ）の輸送前に、好ましくは５０バールを超え、更に好ましくは６０バールを超え、なお更に好ましくは７０バールを超える圧力に圧縮される請求項１〜４のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項６】
処理天然ガス流（２０）が、ほぼ臨界点を超える状態で輸送される請求項１〜５のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項７】
処理天然ガス流（２０）が、輸送中、周囲との熱交換により冷却される請求項１〜６のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項８】
処理天然ガス流（２０）が、第二地点（３）に着く前に、＜１０℃、好ましくは＜０℃、更に好ましくは＜−１０℃の温度に冷却される請求項７に記載の方法。
【請求項９】
処理天然ガス流（２０）が、Ｃ５＋炭化水素を５モル％未満、好ましくは１モル％未満含有する請求項１〜８のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１０】
液化天然ガス製品（５０）が、輸送され、再ガス化される請求項１〜９のいずれか１項以上に記載の方法。
【請求項１１】
工程（ｄ）で冷媒が使用され、該冷媒は、第二地点以外の異なる地点で製造され、パイプライン経由で第二地点に供給される請求項１〜９のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１２】
海上にある第一地点（２）にあって、処理天然ガス流（２０）を得るための１つ以上の処理ユニット（１１，１２，１３，１４，１８，１９，．．．）；
海上にあり、かつＬＮＧ輸出ターミナルに近い第二地点（３）にあって、液化炭化水素製品（５０）を大気圧で製造するための１つ以上の液化プラント（２１）；
処理天然ガス流（２０）を２ｋｍ以上の距離に亘って第二地点（３）に輸送するためのパイプライン（４）；
を少なくとも備えた、天然ガス流（１０）の液化装置（１）。
【請求項１３】
第一地点（２）の処理ユニット（１１，１２，１３，１４，１８，１９，．．．）の１つが、ＣＯ２の除去用に適応される請求項１２に記載の装置（１）。
【請求項１４】
第二地点（３）では、処理天然ガス流（２０）からのＣＯ２除去は行わない請求項１２又は１３に記載の装置（１）。
【請求項１５】
第一地点（２）の処理ユニット（１１，１２，１３，１４，１８，１９，．．．）の１つが、Ｈ２Ｏの除去用に適応される請求項１２〜１４のいずれか１項に記載の装置（１）。
【請求項１６】
第一地点（２）の処理天然ガス流（２０）を、好ましくは４０バールを超え、更に好ましくは５０バールを超え、なお更に好ましくは６０バールを超える圧力に圧縮するための圧縮器（１７）を更に備える請求項１２〜１５のいずれか１項に記載の装置（１）。
【請求項１７】
パイプライン（４）が実質的に熱絶縁されていない請求項１２〜１６のいずれか１項に記載の装置（１）。
【国際調査報告】
2009542882.tif 000005
2009542882.tif 000006
2009542882.tif 000007