(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
‐112℃(‐170°F)よりも高い温度と液化ガスの泡立ち点にある圧力とを有するメタンリッチの液化ガスとアレージガスを含む複数のコンテナを置換する方法において、
(a) 圧縮置換液体を上記複数のコンテナの1番目に供給してそこから圧縮液化ガスとアレージガスを排出させること、上記置換液が液化ガスの圧力よりも高い圧力を有すること；
(b) 上記置換液を上記1番目のコンテナから上記複数のコンテナの2番目のコンテナにポンプで送ってその2番目のコンテナから液化ガスを排出させ、上記置換液の除去によって生じた上記1番目のコンテナ内の空隙空間を、上記2番目のコンテナ内の置換液の圧力よりも低い圧力の蒸気で満たすこと；および、
(c) 上記1番目のコンテナから2番目のコンテナ間の流体連結を遮断し、1連の上記コンテナ全部において、コンテナすべてが液化ガスを排出し低圧蒸気で満たされるまで工程(a)および(b)を繰返すこと、但し、最後のコンテナにおいては、上記置換液を最後のコンテナから補助コンテナにポンプで送ること；
の各工程を含むことを特徴とする上記方法。
【請求項２】
上記置換液の温度が‐112℃よりも高い請求の範囲該1項記載の方法。
【請求項３】
上記置換液がエタノールである請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項４】
上記置換液がn-プロピルアルコールである請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項５】
上記置換液がテトラヒドロフランである請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項６】
工程(b)のガスが液化ガスから誘導される請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項７】
上記蒸気の圧力が150 psia (10.45 kg/cm2)未満である請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項８】
上記置換液の温度が上記1番目のコンテナ内の液化ガスとおよそ同じ温度である請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項９】
工程(c)の補助タンクにポンプで送った置換液を再循環させて、工程(a)の置換液の少なくとも1部を提供することをさらに含む請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項１０】
工程(a)の排出液化ガスとアレージガスを相分離器に通して蒸気相と少なくとも1つの液体相を生成させること、相分離器から蒸気を吸引すること、蒸気を膨張させてその圧力低下させること、膨張させた蒸気を第1番目のコンテナに工程(b)の低圧蒸気として通すこと、および相分離器から液化ガスリッチ液体流を吸引してさらに処理することの各工程をさらに含む請求の範囲第1項記載の方法。
【請求項１１】
相分離器から置換液リッチの液体流を吸引することをさらに含む請求の範囲第10項記載の方法。
【請求項１２】
相分離器から吸引した置換液リッチ液体を再循環させて請求の範囲第1項の工程(a)における置換液の少なくとも1部を提供することをさらに含む請求の範囲第11項記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
（技術分野)
本発明は、圧縮液化ガスの取扱い、さらに詳細には、圧縮液化ガスを収容したコンテナの排出方法に関する。
【０００２】
（背景技術）
天然ガスは、その清浄な燃焼性および利便性のため、近年広汎に使用されるようになってきている。多くの天然ガス源は、あらゆる商業的市場から大きく離れた遠隔地に位置している。たまには、産出した天然ガスを商業的市場に輸送するのに、パイプラインが利用可能である。パイプライン輸送が利用できない場合、産出天然ガスは、多くの場合、液化天然ガス(“LNG”と称する)に加工して市場に輸送している。
【０００３】
最近、天然ガスを‐112℃(‐170°F)より高い温度およびその圧縮液がその泡立ち点以下となるに十分な圧力で輸送することが提案されている。殆どの天然ガス組成物において、‐112℃より高い温度での天然ガスの圧力は、約1,380 kPa (200 psi)〜約3,500 kPa (500 psi)であろう。この圧縮液体天然ガスは、PLNGと称され、大気圧に近い圧力および約‐160℃の温度で輸送されるLNGとは区別されている。
【０００４】
PLNGを、ポンプ吸引しコンテナ圧を低下させることによりコンテナから排出させる場合、PLNGは減圧し、コンテナ内の温度が、コンテナの許容設計温度よりも低くなり得る。コンテナ内の圧力をPLNGの除去時に維持してそのような温度低下を回避する場合、コンテナ内の残存蒸気は、有意量の元々のコンテナ収容物を含有するであろう。貯蔵圧と温度、さらにはPLNGの組成にもよるが、残存蒸気は、液を除去する前のコンテナ内PLNG量の約10〜20％を占める。望ましいのは、このガスを経済的に可能な限りの量で、コンテナを排出前のPLNGと同じ温度に維持しながら除去することである。
【０００５】
（発明の開示）
本発明は、液化ガスとアレージガスを含み、液化ガスが‐112℃より高い温度と本質的に泡立ち点にある圧力とを有する複数のコンテナを排出する方法に関する。本発明方法の第1工程においては、圧縮置換液を複数のコンテナの第1番目のコンテナに供給して圧縮液化ガスとアレージガスを各コンテナから排出させる。置換液は、液化ガスの圧力よりも高い圧力を有し、液化ガスをコンテナから置きかえるに十分であるべきである。次いで、置換液を第1番目のコンテナから上記複数のコンテナの2番目のコンテナにポンピングして液化ガスとアレージガスを排出させる。置換ガスを1番目のコンテナから除去するとき、置換液の除去により生じた空隙空間を、2番目のコンテナ内の置換液の圧力よりも低い圧力の蒸気で満たす。この低力ガスは、好ましくは約50〜200 psia (3.5 〜14.1 kg/cm2)の範囲にあり、好ましくは液化ガスから誘導される。この低圧ガスは、例えば、液化ガスの再蒸発によって生成させることができ、或いは液化ガスからボイルオフさせることができる。1番目のコンテナと2番目のコンテナ間の流体連結を遮断し、これらの工程を1連のコンテナすべてにおいて繰返すが、1連のコンテナにおける最後のコンテナにおいては、その最後のコンテナから、置換液をもう1つのコンテナよりはむしろ貯蔵用の補助コンテナにポンプ給送する。
【０００６】
本発明の実施においては、コンテナ全部において、圧縮液化ガスを有意の液化ガスの減圧なしで排出し、各コンテナを低圧蒸気で満たす。各コンテナ内の低圧蒸気は、各コンテナから液化ガスを排出させて高圧ガスで満たした場合よりも、実質的に少ない量を含む。各コンテナ内のガスは、各コンテナを液化ガスで再充填したとき、典型的に再液化される。液化プラント内で液化すべきガス量を減らすことにより、液化ガスの全体的輸送コストを有意に節減できる。
【０００７】
本発明および本発明の利点は、以下の詳細な説明、並びに本発明の実施において使用する各コンテナおよびそれに付随するフローライン、バルブおよび他の装置の立面構成図である添付図面を参照することによって、より良好に理解されるであろう。添付図面は、例示した特定の実施態様の通常且つ予期し得る修正の結果である他の実施態様を、本発明の範囲から除外するものではない。
【０００８】
本発明の実施に当っては、置換液を貯蔵タンクから1番目のコンテナまたは1番目のコンテナ群にポンプで送って、1番目のコンテナ/コンテナ群からの液化ガスと置換え、その間、液化ガスの圧力を、排出させる前の液化ガスとおよそ同じ圧力に維持する。液化ガスを1番目のコンテナ/コンテナ群から除去した後、置換液を1番目のコンテナ/コンテナ群から2番目のコンテナ/コンテナ群にポンプで送りこむ。液化ガスが置換液で置き換わったときに、1番目のコンテナ/コンテナ群内の操作圧力を液化ガス排出前の液化ガスの圧力とおよそ同じ圧力に維持する。排出液化ガスは主輸送ポンプに送り、蒸気は、燃料として使用するか、或いは本排出工程における低圧ガス源として使用する。
【０００９】
1番目のコンテナ/コンテナ群から液化ガスを除去したとき、1番目のコンテナ/コンテナ群内の置換液を2番目のコンテナ/コンテナ群にポンプで送って、2番目のコンテナ/コンテナ群から液化ガスを置き換える。1番目のコンテナから置換液をポンプで送ると同時に、低圧ガスを1番目のコンテナに通して液体除去によって生じた空隙空間を満たす。ガス源は、好ましくは液化ガスの他のコンテナからのボイルオフガス、または本排出工程において若しくは再気化設備から生成させた再気化液化ガスである。
【００１０】
（発明を実施するための最良の形態）
以下、本発明を、海岸に設置し得る或いは船舶上のタンクであり得る3基のコンテナ1、2および3を示す添付図面に沿って説明する。本発明の説明を簡素にするため、3基のコンテナしか図面には示していない。本発明は特定数のコンテナに限定するものではないことを理解すべきである。圧縮液化ガス輸送用に設計された船舶は、もっと多くの圧縮PLNGコンテナを有し得る。複数のタンク間の配管は、各コンテナを幾つかの群において排出できるように配列でき、任意の群を任意の順序で空にあるいは排出させ得る。排出順序は、船舶排出技術における熟練者において精通されているコンテナ担体のトリムおよび安定性を勘案すべきである。
【００１１】
各コンテナまたはコンテナ群は、圧力安全バルブ、圧力センサー、液体水準指示器、並びに圧力警報装置および冷熱操作用の適切な断熱材を備えている。これらの装置は、当業者であればそのような装置の構造および操作に精通していることであるので、図面からは省略している。これらの装置は、本発明の実施を理解するのに不可欠なものではない。
【００１２】
本説明においては、コンテナ1、2および3は、圧縮液化天然ガス(PLNG)を収容しているものと想定する。しかしながら、本発明はPLNGの排出に限定されるものではなく、低沸点を有する他の圧縮液化ガスも本発明の実施において排出できる。PLNGは、‐112℃より高い温度および本質的にその泡立ち点での圧力において輸送される。本説明において使用する“泡立ち点”なる用語は、液体がガスに転化し始める温度と圧力である。例えば、ある容量のPLNGを一定圧に保ってその温度を上昇させた場合、ガスの泡がPLNG中で生成し始める温度が泡立ち点である。同様に、ある容量のPLNGを一定温度に保つがその圧力を低下させた場合に、ガスが生成し始める圧力が泡立ち点である。泡立ち点においては、液化ガスは飽和液体である。
【００１３】
再び、図面に関し、コンテナ1と2はライン42によって流体連結しており、コンテナ2と3はライン43によって流体連結しており、コンテナ3と流体分離器12はライン44によって流体連結している。ライン42、43および44は、それぞれ、そのような流体連結を遮断即ち断続させるためのバルブ23、26および29を有する。流体分離器12も液体フローライン51を有し、このライン51は、コンテナ1、2および3にそれぞれ液体フローライン48、49および50によって連結している。フローライン48、49および50は、それぞれ、そのようなフローラインを通る流れを調節するためのバルブ22、25および28を有する。流体分離器12からのオーバーヘッド蒸気は、ライン56を経てコンテナ1、2および3にぞれぞれフローライン45、46および47によって通すことができる。フローライン45、46および47は、通常のコントロールバルブ21、24および27を有して、ライン45、46および47を通る蒸気流を調節し且つガスの圧力をライン56内の比較的高圧から所望の低圧、例えば、50〜200 psia (3.5〜14.1 kg/cm2)に低下させる。液中ポンプ13、14および15は、それぞれ、コンテナ1、2および3の底部またはその近くに配置させて、液体をライン42、43および44にポンプ給送する。
【００１４】
コンテナ1の排出は、置換液を収容している適当な貯蔵タンク10にライン40を連結することによって実施する。バルブ20および22を開き、他のバルブすべてを閉じる。適当なポンプ11により、貯蔵タンク10からの置換液をライン40からコンテナ1の底部に送る。置換液は、PLNGをコンテナ1からライン48およびライン51を経て相分離器12に置き換える。コンテナ1に導入した置換液の圧力は、PLNGの圧力よりも大きくて且つコンテナ1からPLNGを置換させるのに適していなければならない。PLNGの実質的な再気化を回避するためには、置換液は、好ましくは、置換されるPLNGの温度に近い温度にある。PLNGをコンテナ1から置換液によって除去すると同時に、バルブ20と22を閉じ、バルブ21、22および25を開く。置換液は、コンテナ1からポンプ13によってライン42を経てコンテナ2の底部に送りこむ。コンテナ2内のPLNGは、コンテナ2からライン49と51を経て相分離器12に送る。置換液をコンテナ1から除去するとき、低圧ガスをライン45から導入してコンテナ1からの液体の除去によって生じた空隙空間を埋める。その後、コンテナ2からPLNGを排出すると同時に、コンテナ2内の置換液を、ポンプ14によってライン43からコンテナ3の底部に送込む。置換液によってコンテナ3からPLNGを排出すると同時に、バルブ26と28を閉じ、バルブ27と29を開き、ポンプ15によって置換液を貯蔵タンク10に送込む。置換液をコンテナ3から除去する間、低圧ガスをコンテナ3にライン47を通して導入する。分離器12からのPLNGは、ライン52によって再気化用の適当な設備に通してさらに処理するかあるいは貯蔵する。分離器12からの蒸気は、上述のような低圧ガスで各コンテナを満たすためのガス源として使用してもよく、或いは燃料として使用してもよい。コンテナ1、2および3からのPLNGの置換中にライン45、46および47に送ったすべての置換液は、分離器12内でPLNGから分離し、ライン53によって貯蔵タンク10に戻す。
【００１５】
必要に応じてのフローライン57を用いて、1番目のコンテナの後の1基以上のコンテナからPLNGを置換するのに必要であり得る置換液を補充し得る。例えば、追加の置換液は、置換液がライン57中にPLNGと一緒に入り込んだ場合、或いはコンテナ2がコンテナ1よりも大きい容量を有する場合に必要であろう。
本発明の実施において使用する置換液は、コンテナから圧縮液化ガスを置換するのに適する任意の液体であり得る。置換液は、好ましくは液化ガスの温度よりも低い凍結点を有し、液化ガスよりも大きい密度を有し、コンテナ内の操作条件下で液化ガスとの低溶解性を有する。‐112℃〜低い温度および300 psia (21.1 kg/cm2)より高い圧力でPLNGを置換するのに適する置換液の例としては、エチルアルコール、n-プロピルアルコールおよびテトラヒドロフランがあり、これらのうちでは、エチルアルコールが、その低コスト故に好ましい。置換液の選定は、置換液のコストと液化ガス中での置換液の溶解損とのバランスによるであろう。高めの溶解性も、その置換液が低コストである場合には、許容し得る。
【００１６】
図面には示してないけれども、低圧ガスは、高圧ガス源からコンテナへの圧力低下によってガス温度がコンテナの設定温度より低くなった場合、コンテナに導入する前に任意の適当な加温手段によって加温することを要し得る。
搬送船上または沿岸設備上のコンテナすべての排出を、最後のコンテナを空にするまで続ける。本発明の実施においては、コンテナすべてを低圧ガスのよって満たす。低圧ガスをPLNG、例えばPLNGからのボイルオフから誘導する場合、PLNG抜出後の各コンテナ内の残存低圧ガス量は、PLNGの元の充填量の約1〜3％を示す。ガスの温度と圧力は、各コンテナの設定における最低温度と最低圧力である。
【００１７】
当業者、とりわけ本特許の教示による利益を得る者は、上述の特定の方法に対する多くの修正と変形を認めるであろう。例えば、温度と圧力は、装置の全体的設計およびPLNGの組成によって、本発明に従って変更できる。また、PLNGコンテナ間の配管接続も、最適且つ効率的な熱交換条件を達成するための全体的設計条件により、追加または再構築できる。さらに、船舶から除去したPLNGのある種の加工も、図示した相分離器12と互換可能な装置を追加することによって達成可能である。上述したように、上記の特定的に開示した実施態様および実施例は、本発明の範囲を限定または制約するために使用すべきではなく、本発明の範囲は、特許請求の範囲およびその等価物によって決定すべきである。
【図面の簡単な説明】
【図１】
本発明の方法を実施する好ましい実施態様を示す。
【図１】
0004526189.tif 000002