(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
天然ガスを効率的に採収し、搬送し、貯蔵し、市場に配給する方法であって、
（ａ）第１の地下累層から天然ガスを採収し、
（ｂ）該天然ガスを液化して、液化天然ガスを製造し、
（ｃ）該液化天然ガスを再気化プラットフォームに搬送し、
（ｄ）該液化天然ガスを再気化して、再気化天然ガスを製造し、
（ｅ）該再気化天然ガスを、天然ガスを貯蔵可能で、そこから製造天然ガス流を採収可能で、該製造天然ガス流を配給システムを介して市場に搬送可能である第２の地下累層に注入する
各工程を含む方法。
【請求項２】
請求項１に記載の方法であって、液化する前に、前記天然ガスを処理して、硫化水素、二酸化炭素、水及び他の汚染物質を取り除くことを特徴とする方法。
【請求項３】
請求項１に記載の方法であって、前記液化天然ガスを船で搬送することを特徴とする方法。
【請求項４】
請求項１に記載の方法であって、天然ガスの再注入圧力は、前記再気化の前に、前記液化天然ガスを加圧することによって、あるいは前記再気化の後に、慣用の天然ガス圧縮設備によって、又は両者の組合せによって、達成されることを特徴とする方法。
【請求項５】
請求項１に記載の方法であって、前記液化天然ガスを、海水との熱交換によって再気化することを特徴とする方法。
【請求項６】
請求項１に記載の方法であって、オープンラック気化器、海水又はグリコール真水混合物のいずれかを使用し、あるいは中間体としてプロパンを併用するシェル・チューブ気化器、水中燃焼気化器、蒸気加熱気化器及び大気加熱気化器よりなる群から選択される熱交換システムを用いて、前記液化天然ガスを再気化することを特徴とする方法。
【請求項７】
請求項１に記載の方法であって、海水との熱交換用オープンラック気化器を用いて、前記液化天然ガスを再気化することを特徴とする方法。
【請求項８】
請求項１に記載の方法であって、0℃〜26.6℃（32゜Ｆ〜約80゜Ｆ）の温度で地下リザーバに含まれるガスの水和温度よりも高温で、前記再気化天然ガスを前記第２の地下累層に注入することを特徴とする方法。
【請求項９】
請求項１に記載の方法であって、前記第２の地下累層における圧力よりも高圧で前記再気化天然ガスを前記第２の地下累層に注入することを特徴とする方法。
【請求項１０】
請求項９に記載の方法であって、前記圧力は、1.37〜17.3MPa（約200〜約2500psig）であることを特徴とする方法。
【請求項１１】
請求項１に記載の方法であって、前記配給システムは、天然ガスを貯蔵可能な第２の地下累層から、天然ガス市場に、製造された天然ガスを送るに適したものであることを特徴とする方法。
【請求項１２】
請求項１に記載の方法であって、前記第１の地下累層から天然ガスを採収するための井戸及び産出設備は、海岸井及び産出設備及び／又は沖合井及び産出設備を用いることによって達成されることを特徴とする方法。
【請求項１３】
請求項１に記載の方法であって、前記再気化設備、天然ガスの第２の地下累層への再注入井戸及び設備、及び第２の地下累層からの井戸及び産出設備は、沖合、海岸及び両者の組合せに位置づけられていることを特徴とする方法。
【請求項１４】
請求項１に記載の方法であって、前記液化天然ガスの海岸設備への搬送は、慣用の荷下ろし／ドッキング／係留設備及び関連する突堤及び低温パイプラインを用いてなされることを特徴とする方法。
【請求項１５】
天然ガスを効率よく採収し、搬送し、荷下ろしし、貯蔵し、市場に配給する方法であって、
（ａ）第１の地下累層から天然ガスを採収し、
（ｂ）該天然ガスを液化して、液化天然ガスを製造し、
（ｃ）該液化天然ガスを再気化設備に搬送し、
（ｄ）該液化天然ガスを荷下ろしし、加圧し、
（ｅ）与圧にて、該液化天然ガスを再気化して、再気化天然ガスを製造し、
（ｆ）該再気化天然ガスを、天然ガスを貯蔵可能で、そこから製造天然ガス流を採収可能で、該製造天然ガス流を配給システムを介して市場に搬送可能な第２の地下累層に注入する、
工程を含む方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の背景】
【０００２】
【発明の分野】
本発明は、天然ガスを貯蔵可能な地下累層を利用して、市場から離れた位置にある地下累層から産出される天然ガスを採収し、搬送し、荷下ろしし、加圧し、貯蔵し、市場に配給する効率的な方法に関する。
【０００３】
【従来技術の簡単な記載】
清浄な燃焼品質及び利便さゆえに、天然ガスは、近年、産業用及び家庭用熱源として広範囲に用いられている。多くの天然ガス源は、離れた領域に位置しており、天然ガス市場を簡便に得ることができない。市場への天然ガスの搬送のために、パイプラインを敷設することができない場合には、産出された天然ガスを液化天然ガス（LNG）に加工して市場に搬送することが多い。LNGプラントの特徴の一つは、プラントに必要な資本投資が多額であるということである。
【０００４】
LNG仕向先では、LNGを市場に供給するまで、市場の近くの低温貯蔵タンクにLNGを貯蔵するために、さらに多額の資本投資が必要となる。かような低温設備は、比較的高価で、最終消費者にパイプラインシステムなどを介して供給するためにLNGの再気化を必要とする。
【０００５】
天然ガスを市場に運ぶためにパイプラインを敷設することができる場所では、天然ガスの需要は、低需要期とピーク需要期との間で広範囲に変動している。かような例において、地下累層又は空洞に天然ガスを貯蔵する場合もある。天然ガスをガスとして地下貯蔵庫に送り、地下貯蔵庫からパイプライン又は他のシステムに実質的に送り戻して、最終消費者に供給する。これらのシステムは、地下貯蔵領域中の貯蔵用パイプラインからガスとして天然ガスを得ることを必要とする。
【０００６】
天然ガスは、典型的には、約250psig（ポンド／平方インチゲージ）〜約10,000psig（1.73〜68.9MPa）の圧力で、26.6〜176.6℃（80〜約350゜Ｆ）の温度で、多くの地下ガス貯蔵累層から得ることができる。このガスは、周知の技術によって、液化天然ガスに容易に加工される。天然ガスを液化するために、種々の冷蔵サイクルが用いられている。最も一般的なサイクルは、多数の単成分冷媒及びガスの温度を液化温度まで低下させるように漸進的に配されている熱交換器を用いるカスケードサイクル、ガスを高圧から低圧に膨張させ、対応して温度を低下させる膨張サイクル、及び多成分冷媒及び天然ガスを液化するために特別に設計された熱交換器を用いる多成分冷媒サイクルの３つのサイクルである。これらのプロセスの組合せもまた用いられている。LNGは、典型的には、低温タンク船で海上輸送される。
【０００７】
先に述べたように、これらの方法の双方とも、ある種の欠点を含む。すなわち、パイプラインによる天然ガスの搬送は、パイプラインシステムの敷設が可能か否かにより制限される。したがって、地下累層、空洞又は表面貯蔵設備中のガス状天然ガスの貯蔵は、多量の天然ガスを運ぶことができて、低需要期に使用することができる領域に制限される。同様に、市場にて又は市場近くにて液化される液化天然ガスの使用も、１年の少なくとも一時期に過剰量の天然ガスを運ぶことができる領域に制限される。先に示したように、この実施は、低温タンクの構築及び使用を必要とし、比較的高価となる。
【０００８】
離れた位置にある産出サイトにて液化された液化天然ガスを使用することは、市場にて又は市場近くにて、LNGを再気化して使用することが望まれるまで、LNGを貯蔵することができるような低温貯蔵スペース及び再気化設備を用いることを必要とする。
【０００９】
上述のように、天然ガスから液化天然ガスを製造する種々のシステムは周知である。かようなシステムは、例えば、1977年６月５日に発行されたLeonard K. Swensonの米国特許4,033,735、1997年８月19日に発行されたBrian C. Priceの米国特許5,657,643、及び1974年12月24日に発行されたSimonらの米国特許3,855,810に示されている。
【００１０】
液化天然ガスを再気化するための再気化システムもまた公知である。これらのシステムは、非常に広範囲であるが、典型的には熱交換媒体として海水を用いるオープンラック気化器、熱交換媒体として海水、グリコール-真水混合物又はプロパン及び中間体を用いるシェル・チューブ気化器を含む。水中燃焼気化器、蒸気加熱気化器、及び大気加熱気化器は、液化天然ガスを再気化するための他の手段である。適切な熱交換媒体との熱交換によりLNGを再気化するために有効である限り、広範囲な気化器を用いることができる。
【００１１】
したがって、上述の方法のいずれかにより消費者に天然ガスを供給する費用の点からみて、離れた位置にある産出サイトから市場に天然ガスをもっと効率的に運ぶために、もっと効率的な方法を開発することに、引き続き努力が払われている。
【００１２】
【発明の概要】
本発明によれば、天然ガスを効率的に、採収し、搬送し、貯蔵し、市場に供給するための方法が提供される。本方法は、天然ガスを第１の地下累層から採収し、天然ガスを液化して液化天然ガスを製造し、液化天然ガスを再気化設備（海岸、沖合又は両者の組合せ）に搬送し、荷下ろしし、適切な注入圧力で液化天然ガスを再気化して再気化天然ガスを製造し、再気化天然ガスを天然ガスを貯蔵可能な第２の地下累層に注入する工程を含む。産出井戸及び市場へのパイプラインを有する関連する設備を利用して、貯蔵された天然ガスを第２の地下累層から市場へ運ぶ。
【００１３】
【好ましい実施形態の記述】
本発明によれば、産出サイト又は産出サイト近くにて天然ガスを液化して、液化天然ガスを再気化設備に搬送して、液化天然ガスを荷下ろしし再注入圧力に加圧して、該圧力にて再気化して、第２の地下累層から配給システムによりアクセス可能な市場に送る製造物として天然ガスを貯蔵するに適切な地下累層に、天然ガスを注入することにより、天然ガスは効率的に市場に運ばれる。ガスの再注入圧力は、上述のように、再気化の前に液化天然ガスを加圧することによって、又は再気化の後で慣用の天然ガス用圧縮設備によって、あるいは両者の組合せによって、達成され得る。再気化天然ガスの再注入速度は、液化天然ガスの荷下ろし速度に等しく、こうして、再気化プラットフォームにおける低温液化天然ガス貯蔵タンク設備の必要性が排除される。次いで、供給用のガスを製造することが望まれるまで、第２の地下累層に天然ガスを含有させる。産出井戸及び市場へのパイプラインを有する関連する設備を利用して、貯蔵された天然ガスを第２の地下累層から市場に送る。ガスは、第２の累層からの天然ガスに対して前に用いられたと同じ採収システムにより採収されてもよく、第２の地下累層からの天然ガスの配給のために前に用いられたと同じ配給システムを介して配給してもよい。
【００１４】
天然ガスをLNGとして運び、再気化して、パイプラインに直接配給することができるが、パイプラインへの定常的な供給のために比較的連続的な速度で、再気化の前に、LNGを貯蔵するための高価な低温設備の構築を必要とする。天然ガスを貯蔵するために第２の地下累層を利用することで、低温貯蔵庫の必要性を排除して、市場のニーズに合う変動可能な天然ガス採収速度を可能とする。この結果、これまで用いられている比較的高価な低温設備よりも、LNGを貯蔵し配給するための経済的で自由度に富むシステムを得ることができる。
【００１５】
図１に概略的に示すように、本発明の実施形態は、天然ガス産地である第１の離れた位置にある地下累層11から天然ガスを採収するために位置づけられている産出井戸及び産出設備を含む沖合プラットフォーム10を具備する。このプラットフォームは、海底14から支持体12により海面16上に支持されている。採収は、矢印20で示されるように、井戸18を介して行われる。採収されたガスは、パイプライン22を通して通過する。パイプライン22は、沖合プラットフォーム10から24で概略的に示されているLNGプラントまで延在するパイプラインとして示されている。LNGプラント用の産出井戸及び産出設備は、図示されているように沖合に位置づけられていてもよく、産出地下累層11の位置に依存して海岸に位置づけられていてもよい。図示されているLNGプラント24は、ランド26上に位置づけられている。LNGプラント24は、都合よく、プラットフォーム、フロート槽（floating vessel）又は地上槽（grounded vessel）又はランド（land）のいずれかの上に位置づけられていてもよい。LNGプラント24において、天然ガスは液化されて、LNG貯蔵庫28に通過する。LNG貯蔵庫28から、LNGタンカーとして概略的に示されている船30が天然ガスを荷積みして、ドック及び再気化プラットフォーム32に搬送する。
【００１６】
プラットフォーム32は、支持体34により海底14から支持されている。プラットフォーム32は、LNGタンカー30を横付けして荷下ろし作業を行うに十分に頑強に構築されている。プラットフォーム32から、低温ブースターポンプを用いてLNGを加圧して、次いで当業者に公知のように再気化する。オープンラック気化器、海水、グリコール-真水混合物又は中間体としてプロパン又は他の適切な熱交換媒体を用いるシェル・チューブ気化器、水中燃焼気化器、蒸気加熱気化器、又は大気加熱気化器などの適切な熱交換システムを用いて、LNGを再気化してもよい。これらの気化器の組合せを用いてもよい。望ましくは、海水をプラットフォーム32上での熱交換媒体として用いる。天然ガスを適宜適切な熱交換方法により再気化してもよいが、本発明によれば、海水を熱交換媒体として用いるオープンラック気化器を用いることが好ましい。ガスの注入圧力は、上述のように、再気化の前に液化天然ガスを加圧することにより、又は再気化の後に天然ガスの慣用の圧縮設備により、あるいは両者の技術を用いることにより、得ることができる。次いで、天然ガスは、海底14上に支持体38によって支持されている注入プラットフォーム36に通過して、ここで、井戸40を介して第２の地下累層44に矢印42で示されるように通過する。第２の地下累層44は、天然ガスを貯蔵することができ、産出井戸、集積設備及び地下累層44から天然ガスの市場に配給する配給パイプラインのシステム構築に合う十分な量で先にガスが産出されてしまっている枯渇した又は少なくとも部分的に枯渇した地下累層であってもよい。再気化された液化天然ガスの注入後及び注入中に、矢印52で示すように、第２の累層44から井戸50を介して、海底14から支持体48によって支持されているプラットフォーム46まで採収が行われてもよい。プラットフォーム36及び46は、設備として海岸に、又はプラットフォーム上に沖合に位置づけられてもよい。しかし、プラットフォーム32は沖合又は海岸近くに位置づけられ、LNGタンカーがアクセスして荷下ろしすることができ、熱交換媒体として海水を使用するに簡便であることが望ましい。
【００１７】
第２の累層44からのプラットフォーム46を介して採収されたガスは、パイプライン54を介してパイプラインシステム56に通過する。プラットフォーム46は、地下累層44からの天然ガスを回収するように位置づけられている複数のプラットフォームとして概略的に描かれていることが理解されるであろう。当業者には公知であるように、天然ガス産地を含む地下累層から天然ガスを産出するために、複数のプラットフォーム又は複数の指向的にドリルで掘られた井戸を用いるプラットフォームのいずれか又は両者などを用いてもよい。同様に、パイプライン54によって概略的に示されるように、複数の採収ラインを用いてもよい。採収された天然ガスは、次いで、詳細は図示されていないパイプラインシステム56に送られる。当業者には、回収された天然ガスを市場のパイプラインシステムに送る前に、回収された天然ガスから硫化水素及び二酸化炭素化合物、水及び潜在的な他の汚染物質を取り除く処理をすることが必要であるかもしれず、及び典型的には必要であることがわかるであろう。
【００１８】
本発明によれば、天然ガスを液化して、離れたガス産地から再気化設備までの実質的な距離を船により搬送することができる。再気化設備にて、荷下ろしして、加圧して、再気化して、低温貯蔵設備の必要なしに、天然ガスを貯蔵可能な第２の地下累層に貯蔵する。第２の地下累層から、産出井戸、採収設備及びパイプラインを通して天然ガスを産出することができる。
【００１９】
まとめると、本発明は、天然ガスを採収し、搬送し、貯蔵し、市場に配給する非常に効率的な方法である。節約は、第２の累層44内での現存の貯蔵容量の使用により達成され、LNGとしての再気化の使用は、タンカー30から荷下ろしされ、プラットフォームでの低温貯蔵の必要性を回避する。これらの利点は、離れて位置する天然ガス産地からの天然ガスの産出及び搬送のための現行プロセスと比較して、本発明の方法は実質的な節約となる。本方法は、さらに、LNG容器の荷下ろしを迅速に促進するに十分な再気化容量を用いて、船を最少期間で荷下ろしのために係留する。
【００２０】
典型的には、天然ガスをプラットフォーム32で再気化して、約10℃〜約29.4℃（約50゜Ｆ〜約85゜Ｆ）の井戸40を介して注入されたままの第２の地下累層44内でのガス水和温度をわずかに超える注入温度とする。1.37〜17.3MPa（200psi〜2500psi）の間の圧力又は枯渇したリザーバ圧力要求によってはもっと高い圧力で、天然ガスを第２の地下リザーバに注入する。パイプライン56への天然ガスの搬送条件は、もちろん、圧力、温度及びガス汚染物質に関して個々のパイプラインの要求に応じて設定される。
【００２１】
以上のように、本発明を特定の好ましい実施形態を参照しながら記載してきたが、開示された実施形態は本発明を制限するものではなく、本発明の範囲を逸脱しない限りにおいて種々の変更及び変形が可能であることに留意されたい。かような多くの変更及び変形は、上述の好ましい実施形態の記載を考察することによって当業者には自明であると考えられる。
【図面の簡単な説明】
【図１】  図は、本発明の実施形態の概略図である。
【図１】
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