JP6243961B2 - 液体溶媒内の天然ガスの貯蔵および輸送方法 - Google Patents

Description

（分野）
本明細書で説明される実施形態は、混合物の天然ガス成分のより大きい密度レベルを促進するために、軽質炭化水素の溶媒の液体形態の添加存在を利用した圧力および温度の条件下で天然ガスの貯蔵および輸送および送達のためのプロセスおよび方法に関する。

（背景情報）
天然ガスは、主に、陸上のパイプラインによって移動させられる。パイプラインによって生成物を移動させることが非実用的であるか、または法外に高額である場合、ＬＮＧ輸送システムが、貯留地規模についてある閾値を上回る解決策を提供してきた。より大規模な施設の経済性に応じて、ＬＮＧシステムの実装は、益々高額になり、産業は、比較的小規模で最も多数の貯留地を運用する能力から離れる方向に動いてきた。これらの貯留地の多くは、遠隔に位置し、ＬＮＧシステムを使用して開発することが経済的ではなかった。

この産業における最近の研究は、浮遊ＬＮＧ液化プラントおよび貯蔵をガス田に導入し、船上再ガス化機器をＬＮＧキャリア上に設置することによって、沖合のガスを反対側の陸上ＬＮＧ受容および処理ターミナルを有する市場位置の付近に降荷するための送達能力を向上させようとしている。処理ニーズの簡素化によってエネルギー消費をさらに低減するために、加圧ＬＮＧ（ＰＬＮＧ）の使用は、ＬＮＧ産業全体にかかる費用が急激に上昇している中で、経済の向上のために、産業によって再度検討されている。例えば、特許文献１、特許文献２、特許文献３、特許文献４、特許文献５、特許文献６、特許文献７を参照されたい。

世界中の「ストランデッドガス」の貯留地の周辺地域開発の要求の厳しい経済が、このエネルギー源の完全活用のために浮遊ＬＮＧおよび加圧ＬＮＧによって提供されるものを超えたサービスの向上を決定付ける。

世界市場の増大する需要のニーズを満たす圧縮天然ガス（ＣＮＧ）輸送システムの出現は、過去１０年で多くの提案を導いてきた。しかしながら、この同期間の間、有意義な規模で完全な商業サービスに置かれた小型システムが１つだけ存在した。ＣＮＧシステムは、動作圧力に関して、それらの格納システムの壁厚を規制する設計コードと本質的に対抗する。圧力が高いほど貯蔵ガスの密度は良好であり、戻りも減少するが、「ガスの質量対格納容器材料の質量」は、ＣＮＧ格納および処理機器において関連する資本に関する経済的な改善のために、産業に他の方向へと視点を向けさせた。例えば、特許文献８、特許文献９、特許文献１０、特許文献１１、特許文献１２、特許文献１３、特許文献１４、特許文献１５を参照されたい。

参照することによって本明細書に組み込まれる特許文献１６において概説されている１つの解決策は、−４０°Ｆ以下から約−８０°Ｆまでの好ましい温度条件、および約１２００ｐｓｉｇから約２１５０ｐｓｉｇまでの好ましい圧力条件下において天然ガスと軽質炭化水素溶媒との液相混合を生成するとともに貯蔵する方法論を提供する。天然ガスと軽質炭化水素溶媒との液相混合は、以降において、圧縮気液（ＣＧＬ）生成物または混合物と呼ばれる。ＣＧＬ技術は、ＬＮＧ、ＰＬＮＧ、およびＣＮＧシステムおよびプロセスによって達成可能ではない液体状態貯蔵のためのより低いプロセスエネルギーと組み合わせて、向上した貨物密度を可能にするが、貯留地の周辺地域開発の要求の厳しい経済は、貨物密度を増大させ、プロセスエネルギーを低減し、格納容器質量を低減する必要性を決定付ける。

したがって、ＬＮＧ、ＰＬＮＧ、またはＣＮＧシステムによって達成されない手段によって実現される、リモートまたはストランデッド貯留地の経済発展を促進し、天然ガス貯蔵が増大した貨物密度、プロセスエネルギーの低減、および固有格納容器質量の低減を実現するためにＣＧＬシステムおよびプロセスを利用することが望ましい。

米国特許第３，２９８，８０５号明細書 米国特許第６，４６０，７２１号明細書 米国特許第６，５６０，９８８号明細書 米国特許第６，７５１，９８５号明細書 米国特許第６，８７７，４５４号明細書 米国特許第７，１４７，１２４号明細書 米国特許第７，３６０，３６７号明細書 米国特許第５，８０３，００５号明細書 米国特許第５，８３９，３８３号明細書 米国特許第６，００３，４６０号明細書 米国特許第６，４４９，９６１号明細書 米国特許第６，６５５，１５５号明細書 米国特許第６，７２５，６７１号明細書 米国特許第６，９９４，１０４号明細書 米国特許第７，２５７，９５２号明細書 米国特許第７，６０７，３１０号明細書

本明細書で提供される実施形態は、より軽い構造の格納システム内の貯蔵ガスの向上した体積比を促進する温度および圧力条件下で、天然ガスおよび軽質炭化水素溶媒のより密度が高い液相混合を生成するとともに貯蔵するシステムおよび方法を対象とする。好ましい実施形態では、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇまでに及ぶ全体的圧力条件とともに−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆまでの全体的温度条件下、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満までに及ぶ強化圧力条件、またはより好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ強化圧力条件下で、エタン、プロパン、およびブタンを含む、軽質炭化水素ベースの溶媒等の炭化水素溶媒、天然ガス液体（ＮＧＬ）ベースの溶媒、または液体石油ガス（ＬＰＧ）ベースの溶媒を使用して、同じ温度および圧力条件での圧縮天然ガス（ＣＮＧ）および加圧液体天然ガス（ＰＬＮＧ）と比較した、天然ガスの貯蔵の向上した密度が可能にされる。

本明細書で説明される実施形態はまた、原生産（ＮＧＬを含む）または半調整ガスを受容し、ガスを調整し、天然ガスと軽質炭化水素溶媒との液相混合を含む圧縮ガス液体（ＣＧＬ）を生産し、ＣＮＧまたはＬＮＧシステムよりも少ないエネルギーを利用し、ＣＮＧシステムによって提供されるものよりも良好な天然ガス組成の良好な貨物質量対格納質量の比を輸送において付与する方式で、パイプライン品質のガスまたは分画生成物が送達される、ＣＧＬ生成物を市場に輸送する拡張可能な手段を対象とする。

実施形態の他のシステム、方法、特徴、および利点は、以下の図面および発明を実施するための形態を検討すると、当業者に明白となるであろう。
例えば、本願発明は以下の項目を提供する。
（項目１）
天然ガスを炭化水素溶媒と混合することにより、同じ貯蔵条件における圧縮天然ガスよりも大きい貯蔵密度での貯蔵および輸送に適した液体媒質をもたらすプロセスであって、
該プロセスは、
該天然ガスを該液体炭化水素溶媒と組み合わせて、該炭化水素溶媒に吸収された該天然ガスを含む単相液体媒質にすることと、
−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの貯蔵温度、および５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇまでの間の貯蔵圧力において、該単相液体媒質を貯蔵容器の中に貯蔵することであって、該単相液体媒質の該天然ガスは、同じ圧力および温度に対する圧縮天然ガスの貯蔵密度を超える貯蔵密度において貯蔵される、ことと
を含む、プロセス。
（項目２）
前記単相液体媒質を−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの貯蔵温度に冷却することと、
該単相液体媒質を５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇまでの間の貯蔵圧力に圧縮することと
をさらに含む、項目１に記載のプロセス。
（項目３）
前記炭化水素溶媒は、エタン、プロパン、もしくはブタン、またはエタン、プロパン、もしくはブタン成分のうちの２つ以上の組み合わせである、項目１に記載のプロセス。
（項目４）
前記天然ガスは、メタンである、項目１に記載のプロセス。
（項目５）
前記炭化水素溶媒に吸収された前記天然ガスの単相液体媒質から変質していない前記天然ガスを回収することをさらに含む、項目１に記載のプロセス。
（項目６）
前記炭化水素溶媒に吸収された前記天然ガスの単相液体媒質の圧力を低減することであって、それにより、該天然ガスと炭化水素溶媒とを分離する、ことと、
該天然ガスを加熱することであって、それにより、その気体状態を復元する、ことと
をさらに含む、項目１に記載のプロセス。
（項目７）
将来の使用のために、前記炭化水素溶媒を液相で貯蔵することをさらに含む、項目６に記載のプロセス。
（項目８）
前記炭化水素溶媒は、エタン（Ｃ２）であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約２７０から約４１４までの範囲内にある、項目１に記載のプロセス。
（項目９）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約９から２３モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約２９７から約３８８までの範囲内にある、項目８に記載のプロセス。
（項目１０）
前記炭化水素溶媒は、プロパン（Ｃ３）であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約１９６から約４２３までの範囲内にある、項目１に記載のプロセス。
（項目１１）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約９から２１モルパーセントの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約３２６から約３９２までの範囲内にある、項目１０に記載のプロセス。
（項目１２）
前記炭化水素溶媒は、ブタン（Ｃ４）であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約１５８から約４２３までの範囲内にある、項目１に記載のプロセス。
（項目１３）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約６から２８モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約２８４から約３７６までの範囲内にある、項目１２に記載のプロセス。
（項目１４）
前記炭化水素溶媒は、７５％Ｃ３対２５％Ｃ４のプロパンバイアスを有する天然ガス液体（ＮＧＬ）溶媒であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約１８７から約４２３までの範囲内にある、項目１に記載のプロセス。
（項目１５）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約７から３０モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約２７４から約３８８までの範囲内にある、項目１４に記載のプロセス。
（項目１６）
前記炭化水素溶媒は、７５％Ｃ４対２５％Ｃ３のブタンバイアスを有する天然ガス液体（ＮＧＬ）溶媒であり、前記単相液体媒質の天然ガス成分の体積比は、約１６７から約４２３までの範囲内にある、項目１に記載のプロセス。
（項目１７）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約９から２６モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の天然ガス成分の体積比は、約２９７から約３７３までの範囲内にある、項目１６に記載のプロセス。
（項目１８）
天然ガスを液体炭化水素溶媒と組み合わせて、該炭化水素溶媒に吸収された該天然ガスを含む単相液体媒質にすることは、該単相液体媒質が該貯蔵容器の中に貯蔵される圧力および温度に対する該単相液体媒質の該天然ガスの前記貯蔵密度を最適化するために、該液体炭化水素溶媒対該天然ガスの比を最適化することを含む、項目１に記載のプロセス。
（項目１９）
前記液体炭化水素溶媒対天然ガスの比を最適化することは、該天然ガスの組成を監視することと、該天然ガスと組み合わされる該液体炭化水素溶媒のモルパーセントを調整することとを含む、項目１８に記載のプロセス。
（項目２０）
液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質（ＣＧＬ）内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、エタン（Ｃ２）であり、該天然ガス成分の体積比は、５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでおよび−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約２７０から約４１４の範囲内にある、単相液体媒質。
（項目２１）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約９から２３モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約２９７から約３８８までの範囲内にある、項目２０に記載の単相液体媒質。
（項目２２）
液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質（ＣＧＬ）内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、プロパン（Ｃ３）であり、該天然ガス成分の体積比は、５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでおよび−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約１９６から約４２３までの範囲内にある、単相液体媒質。
（項目２３）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約９から２１モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約３２６から約３９２までの範囲内にある、項目２２に記載の単相液体媒質。
（項目２４）
液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質（ＣＧＬ）内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、ブタン（Ｃ４）であり、該天然ガス成分の体積比は、５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでおよび−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約１５８から約４２３までの範囲内にある、単相液体媒質。
（項目２５）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約６から２８モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約２８４から約３７６までの範囲内にある、項目２４に記載の単相液体媒質。
（項目２６）
液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、７５％Ｃ３対２５％Ｃ４のプロパンバイアスを有する天然ガス液体（ＮＧＬ）溶媒であり、該天然ガス成分の体積比は、５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでおよび−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約１８７から約４２３までの範囲内にある、単相液体媒質。
（項目２７）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約７から３０モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約２７４から約３８８までの範囲内にある、項目２６に記載の単相液体媒質。
（項目２８）
液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質（ＣＧＬ）内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、７５％Ｃ４対２５％Ｃ３のブタンバイアスを有する天然ガス液体（ＮＧＬ）溶媒であり、該天然ガス成分の体積比は、５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでおよび−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約１６７から約４２３までの範囲内にある、単相液体媒質。
（項目２９）
前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約９から２６モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約２９７から約３７３までの範囲内にある、項目２８に記載の単相液体媒質。
（項目３０）
ガス輸送船であって、
該ガス輸送船は、
貨物倉と、
格納システムと
を備え、該格納システムは、該貨物倉の中に位置し、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える単相液体媒質の中の該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度において、炭化水素ガス溶媒に吸収された該天然ガスを含む該単相液体媒質を貯蔵するように適合され、該格納システムは、−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでの範囲内の温度、および５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように適合される、ガス輸送船。
（項目３１）
前記格納システムは、ループパイプラインシステムを含む、項目３０に記載の船舶。
（項目３２）
前記ループパイプラインシステムは、前記３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇまでの範囲内の圧力において前記単相液体媒質を貯蔵するように適合される、項目３１に記載の船舶。
（項目３３）
前記ループパイプラインシステムは、温度および圧力を制御するように適合される再循環施設を含む、項目３１に記載の船舶。
（項目３４）
前記ループパイプラインシステムは、隣接するパイプ間の蛇行流体流動パターンのために構成される、項目３１に記載の船舶。
（項目３５）
積荷および混合システムをさらに備え、該積荷および混合システムは、前記天然ガスを前記液体炭化水素溶媒と混合して、前記単相液体媒質を形成するように適合される、項目３３に記載の船舶。
（項目３６）
前記単相液体媒質から前記天然ガスを分離するための分離、分画、および降荷システムをさらに備える、項目３５に記載の船舶。
（項目３７）
前記降荷システムは、前記格納システムから前記単相液体媒質を置換するための置換手段を含む、項目３８に記載の船舶。
（項目３８）
前記置換手段は、不活性ガスを使用して置換流体を取り除くための手段をさらに備える、項目３７に記載の船舶。
（項目３９）
前記降荷システムは、降荷ガスの総熱容量を調整するための手段を備える、項目３６に記載の船舶。
（項目４０）
天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するためのシステムであって、
該システムは、
生産船であって、該生産船は、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成される処理機器モジュールを備え、該生産船は、天然ガス供給場所の間で移動可能である、生産船と、
格納システムを備える海上輸送船であって、該格納システムは、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように適合され、該海上輸送船は、該生産船から単相液体媒質を受容し、該格納システムの中に積荷するように構成され、該格納システムは、−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される、海上輸送船と、
降荷船であって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、該海上輸送船から単相液体媒質を受容するように構成され、該降荷船は、天然ガス市場降荷場所の間で移動可能である、降荷船と
を備える、システム。
（項目４１）
天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するためのシステムであって、
該システムは、
処理機器モジュールを備える生産船であって、該処理機器モジュールは、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成され、該生産船は、天然ガス供給場所の間で移動可能である、生産船と、
格納システムを備える海上輸送船であって、該格納システムは、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成され、該海上輸送船は、該生産船から単相液体媒質を受容し、該格納システムの中に積荷するように構成され、該格納システムは、−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される、海上輸送船と
を備える、システム。
（項目４２）
供給源から天然ガスを処理し、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産し、貯蔵し、輸送して、天然ガスを市場に送達するためのシステムであって、
該システムは、
格納システムを備える海上輸送船であって、該格納システムは、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成され、該海上輸送船は、生産船から単相液体媒質を受容し、該格納システムの中に積荷するように構成され、該格納システムは、−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される、海上輸送船と、
降荷船であって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、該海上輸送船から単相液体媒質を受容するように構成され、該降荷船は、天然ガス市場降荷場所の間で移動可能である、降荷船と
を備える、システム。
（項目４３）
前記格納システムは、温度および圧力を−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の選択された点において維持するために、再循環施設を有するループパイプライン格納システムを備える、項目４０、４１、または４２に記載のシステム。
（項目４４）
前記ループパイプラインシステムは、隣接するパイプ間の蛇行流体流動パターンのために構成される、項目４３に記載のシステム。
（項目４５）
前記格納システムは、圧力下で前記単相液体媒質を該格納システムの中に積荷し、該単相液体媒質を該格納システムから完全に置換するための置換流体積荷および降荷システムを含む、項目４０、４１、または４２に記載のシステム。
（項目４６）
前記降荷システムは、降荷ガスの総熱容量を調整するための手段を備える、項目４０または４２に記載のシステム。
（項目４７）
天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するための方法であって、
該方法は、
生産船上で天然ガスを受容することであって、該生産船は、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成される処理機器モジュールを備え、該生産船は、ガス供給場所の間で移動可能である、ことと、
貯蔵および輸送のために単相液体媒質の供給を生産することと、
該生産船から海上輸送船上に該単相液体媒質を積荷することであって、該海上輸送船は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される格納システムを備える、ことと、
−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を該格納システムの中に貯蔵することと、
該単相液体媒質を該海上輸送船上の該格納システムから降荷船まで降荷することであって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、天然ガス市場降荷場所の間で移動可能である、ことと、
該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離することと、
該天然ガスを該降荷船から貯蔵またはパイプライン施設に降荷することと
を含む、方法。
（項目４８）
天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するための方法であって、
該方法は、
生産船上で天然ガスを受容することであって、該生産船は、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成される処理機器モジュールを備え、該生産船は、ガス供給場所の間で移動可能である、ことと、
貯蔵および輸送のために単相液体媒質の供給を生産することと、
該生産船からの該単相液体媒質を海上輸送船上に積荷することであって、該海上輸送船は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の該貯蔵密度を超える該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される格納システムを備える、ことと、
−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を該格納システムの中に貯蔵することと
を含む、方法。
（項目４９）
天然ガスを市場に送達するために、供給源からの天然ガスを処理し、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産し、貯蔵し、輸送するための方法であって、
該方法は、
該単相液体媒質を海上輸送船上に貯蔵することであって、該海上輸送船は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される格納システムを備え、該単相液体媒質は、−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において貯蔵される、ことと、
該単相液体媒質を該海上輸送船上の該格納システムから降荷船まで降荷することであって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、ガス市場降荷場所の間で移動可能である、ことと、
該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離することと、
該天然ガスを該降荷船から貯蔵またはパイプライン施設に降荷することと
を含む、方法。
（項目５０）
前記貯蔵された単相液体媒質を再循環させることをさらに含み、それにより、その貯蔵温度および圧力を−８０Ｆ未満から約−１２０Ｆまでおよび約５００ｐｓｉｇから約９００ｐｓｉｇまでの範囲内の選択された点で維持する、項目４７、４８、または４９に記載の方法。

製造、構造、および操作を含む、実施形態の詳細は、類似参照数字が類似部品を指す、添付の図面の検証によって部分的に収集され得る。図中の構成要素は、必ずしも原寸通りではなく、代わりに、本明細書で説明される実施形態の原理を図示することが強調される。また、全ての説明図は、概念を伝えることを目的とし、相対サイズ、形状、および他の詳細な属性は、逐語的または正確に図示されるよりもむしろ概略的に図示され得る。

図１は、ＬＮＧ、ＰＬＮＧ、ＣＮＧ、およびＣＧＬに関係付けられる情報のオーバーレイを伴う、ＧＰＳＡ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｄａｔａ Ｂｏｏｋからの疑似換算温度および圧力での天然ガス圧縮率係数（Ｚ）チャートである。 図２Ａは、ＣＧＬ生成物を生産し、ＣＧＬ生成物をパイプライン格納システムの中に積荷するためのプロセスの概略フロー図である。 図２Ｂは、元のガスの貯蔵効率を最大限化するように、溶媒最適化制御ループを用いてＣＧＬ生成物を生産するためのプロセスの概略フローズ図である。 図２Ｃは、元のガスの貯蔵効率を最大限化する、ＣＧＬの生産における溶媒最適化のための制御プロセスでのステップを図示するフローチャートである。 図２Ｄは、ＣＧＬ生成物を格納システムから降荷し、ＣＧＬ生成物の天然ガスおよび溶媒を分離するためのプロセスの概略フロー図である。 図３Ａは、ＣＧＬ生成物を格納システムの中に積荷するための置換流体原理を図示する概略図である。 図３Ｂは、ＣＧＬ生成物を格納システムから降荷するための置換流体原理を図示する概略図である。 図４Ａおよび４Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比（ｖ／ｖ）と、エタン溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の体積比とを示すグラフである。 図５Ａおよび５Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比（ｖ／ｖ）と、プロパン溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の体積比とを示すグラフである。 図６Ａおよび６Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比（ｖ／ｖ）と、ブタン溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の体積比とを示すグラフである。 図７Ａおよび７Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比（ｖ／ｖ）と、プロパンバイアスを有するＮＧＬ／ＬＰＧ溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の体積比とを示すグラフである。 図８Ａおよび８Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比（ｖ／ｖ）と、ブタンバイアスを有するＮＧＬ／ＬＰＧ溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の体積比Ｖ／Ｖとを示すグラフである。 図９および１０は、原生産ガス（ＮＧＬを含む）が積荷され、処理され、調整され、（液体形態で）輸送され、パイプライン品質の天然ガスまたは分画ガス生成物として市場に送達されることを可能にする、ＣＧＬシステムの概略図である。 図９および１０は、原生産ガス（ＮＧＬを含む）が積荷され、処理され、調整され、（液体形態で）輸送され、パイプライン品質の天然ガスまたは分画ガス生成物として市場に送達されることを可能にする、ＣＧＬシステムの概略図である。 図１１Ａおよび１１Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの質量比（ｍ／ｍ）と、エタン溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の質量比とを示すグラフである。 図１２Ａおよび１２Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの質量比（ｍ／ｍ）と、Ｃ３溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の質量比とを示すグラフである。 図１３Ａおよび１３Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの質量比（ｍ／ｍ）と、Ｃ４溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の質量比とを示すグラフである。 図１４Ａおよび１４Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの質量比（ｍ／ｍ）と、プロパンバイアスを有するＮＧＬ溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の質量比とを示すグラフである。 図１５Ａおよび１５Ｂは、同じ貯蔵温度および圧力で、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの質量比（ｍ／ｍ）と、ブタンバイアスを有するＮＧＬ溶媒ベースのＣＧＬ混合物の天然ガス成分の質量比とを示すグラフである。 図１６Ａは、パイプライン格納システムの一部を構成する相互接続取付具を示す、パイプスタックの実施形態の端面図である。図１６Ｂは、相互接続取付具を示す、図１６Ａのパイプスタックの実施形態の反対側の端面図である。図１６Ｃは、一緒に並んで連結された複数のパイプスタック束を示す端面図である。 図１６Ｄ−１６Ｆは、パイプスタック支持部材の立面図、詳細図、および斜視図である。 図１７Ａ−１７Ｄは、格納配管用の束フレーミングの立面図、（図１７Ａの線１７Ｂ−１７Ｂに沿って取られた）段階的断面図、平面図、および斜視図である。 図１７Ｅは、船倉を横断する相互係止された積層パイプ束の平面図である。 図１８Ａは、ＮＧＬの部分積荷のための格納システムの使用を図示する概略図である。 図１８Ｂは、は、処理され、調整され、積荷され、（液体形態で）輸送され、パイプライン品質の天然ガスおよび分画生成物として市場に送達される原ガスを図示する、概略フロー図である。 図１９Ａ−１９Ｃは、統合キャリア構成を伴う改造船舶の立面図、平面図、および船首断面図である。 図２０Ａおよび２０Ｂは、生産ガスの処理、調整、およびＣＧＬ生産能力のための積荷バージの立面図および平面図である。 図２１Ａ−２１Ｃは、ＣＧＬ生成物移送能力を伴う新築シャトル船の正面図、側面図、および平面図である。 図２２は、乾舷甲板および縮小破砕帯の相対位置を示す、（図２１Ｂの線２２−２２に沿って取られた）新築船舶の貯蔵領域の断面図である。 図２３Ａおよび２３Ｂは、分画および再利用のための溶媒回収の能力を伴う降荷バージの立面図および平面図である。 図２４Ａ−Ｄは、ＣＧＬシャトルおよび生成物移送能力を伴う関節動作型タグおよびバージの立面図、平面図、および詳細図である。 図２５は、モジュール積荷プロセストレインを通して処理されている原ガスを図示する、フロー図である。

本明細書で提供される実施形態は、軽量構造の格納システム内の貯蔵ガスの向上した体積比を促進する温度および圧力条件下で、天然ガスと軽質炭化水素溶媒との液相混合を生成するとともに貯蔵するシステムおよび方法を対象とする。好ましい実施形態では、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇまでに及ぶ全体的圧力条件とともに−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆまでの全体的温度条件下において、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満までに及ぶ強化圧力条件、またはより好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満までに及ぶ強化圧力条件下で、エタン、プロパン、およびブタンを含む軽質炭化水素ベースの溶媒等の炭化水素溶媒、天然ガス液体（ＮＧＬ）ベースの溶媒、または液体石油ガス（ＬＰＧ）ベースの溶媒を使用して、同じ温度および圧力条件での圧縮天然ガス（ＣＮＧ）および加圧液体天然ガス（ＰＬＮＧ）と比較した天然ガスの貯蔵の向上した密度が可能にされる。

本願は、参照することにより全体的に組み込まれる、２００９年６月１７日に出願された米国出願第１２／４８６６２７号、および２０１０年１０月１２日に出願された米国仮出願第６１／３９２，１３５号に関する。

本実施形態が機能する方式に取り掛かる前に、理想気体の理論の簡単な検討が提供される。ボイルの法則、シャルルの法則、および圧力の法則の組み合わせが、ガスが貯蔵される変化条件の関係
（Ｐ１^＊Ｖ１）／Ｔ１＝（Ｐ２^＊Ｖ２）／Ｔ２＝定数 （１）
をもたらし、式中、
Ｐ＝絶対圧力、
Ｖ＝ガス体積、
Ｔ＝絶対温度
であり、値Ｒは、一般ガス定数として知られている固定値に起因する。したがって、一般式は、
Ｐ^＊Ｖ＝Ｒ^＊Ｔ （２）
のように書くことができる。

この理想気体関係は、低い圧力に適しているが、現実に受けるより高い圧力下での実際のガス挙動についての精度に達しない。

理想気体と実気体との間の分子間力挙動の違いに対処するために、ｚとして知られている補正無次元圧縮率係数が導入される。ｚの値は、ガス成分の条件、ならびに格納の圧力および温度条件である。したがって、
Ｐ^＊Ｖ＝ｚ^＊Ｒ^＊Ｔ （３）
であり、分子量（ＭＷ）の形式で書き換えると、関係は以下の形式を成し、
Ｐ^＊Ｖ＝ｚ^＊Ｒ^＊Ｔ＝（Ｚ^＊Ｒ^＊Ｔ）／（ＭＷ） （４）式中、ここではＺと呼ばれるガス成分、温度、および圧力に対するｚの特定の値が導入される。次いで、この式は、ガス密度ρ＝１／Ｖを考慮するように書き換えられる。したがって、
ρ＝Ｐ^＊（ＭＷ）／（Ｚ^＊Ｒ^＊Ｔ） （５）
であり、この関係は、本明細書で説明される実施形態で使用される気相密度の起源である。

Ｇａｓ Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒｓ Ｓｕｐｐｌｉｅｒｓ Ａｓｓｏｃｉａｔｉｏｎは、ＭＷ＝４０という値を下回る分子量の全ての軽質炭化水素混合に対するＺの図式的関係を示す、この産業のためのＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｄａｔａ Ｂｏｏｋを出版している。対応状態の定理に基づいて、このチャートは、相または成分混合にかかわらず、全ての関連軽質炭化水素混合に対する圧縮率係数Ｚを求めるために、圧力および温度の貯蔵条件の疑似換算値を使用する。温度および圧力条件の疑似換算値は、対象炭化水素混合の決定的性質で割られる、これらの測定された性質の絶対値として表される。

本明細書で説明される実施形態は、軽質炭化水素溶媒の添加を通して、天然ガスのより高い密度の貯蔵値の開始を加速しようとする。方程式（５）から分かるように、増大した密度が得られ、Ｚの値が減少する。本明細書で説明される実施形態の選択された動作領域で、天然ガスのＺの値は、本明細書で圧縮ガス液体（ＣＧＬ）混合物と呼ばれる、溶媒および天然ガスの液相混合物を生成するように、軽質炭化水素溶媒を天然ガスに導入することによって誘導される。

図１は、「図２３−４」としてＧＰＳＡによって発行された、このＺ係数チャートの関連部分の複製である。チャートのこの部分は、Ｚ＝１および圧力＝０の絶対単位の共通点が起源である、一連の懸垂線状曲線の形式を成す。ＣＧＬ技術に対する活性領域は、Ｚの値が０．３以下に近似する、図１上に示される曲線の下端に位置する。１９４１年のこのチャートの原版以来、状態方程式および対応状態の定理に行われた計算改良は、領域をより良好に画定して、本明細書で説明される実施形態を生じさせるように、疑似換算温度Ｔｒ＝１．０の近似性能線の計算を可能にしてきた。また、溶媒相境界として定義される線も追加され、その下では、液体状態の加速された開始が、軽質炭化水素溶媒の添加を通して達成されることが分かった。エタン、プロパン、およびブタン等の軽質炭化水素溶媒に由来する溶媒を使用したＣＧＬ混合物は、ここで示される懸垂曲線の基底部に位置する。上方および右側には、好ましい実施形態の範囲を超えた、はるかに高い圧力および温度で、Ｃ６からＣ１２の炭化水素溶媒が混合密度の向上をもたらす、「液体・重質炭化水素」として定義される領域が位置する。冷蔵ＣＮＧ（圧縮天然ガス）技術は、Ｚの近似値が０．４から０．７の間にある、図の中央左の領域を占有する。大気圧および−２６０°Ｆでの直留ＬＮＧは、Ｚの値がゼロに近似する（約０．０１）チャートの左下隅に向かって位置する。ＰＬＮＧは、ＬＮＧ点からＣＧＬゾーンまでの中間逆三角領域を占有する。ほぼ周囲温度で動作する圧縮ガス輸送パイプラインは、上方懸垂帯を占有し、曲線の起源の右上点に向かって群がる。この輸送モードに対するＺの値は、一般的には、より効率的なシステム上で、約０．９５から０．７５まで下がる。

したがって、４つ全ての貯蔵技術は、Ｚ係数チャートの左下から右上へ移動して、ＬＮＧからＰＬＮＧ、ＣＧＬ、ＣＮＧに移行することが分かる。それぞれがそれ自体で明確に異なり、冷却および圧縮の適用を通して貯蔵状態が引き起こされる。圧縮状態に対する最も重いエネルギー負荷は、ＬＮＧおよびＣＮＧ技術において、これらの貯蔵条件の極限にある。ＣＮＧに対する圧縮熱および必要冷却、ならびにＬＮＧの場合の（米国特許第６，０８５，８２８号でＷｏｏｄａｌｌによって記述されるような）冷却の最後の５０°Ｆが、最も少ないエネルギー入力を必要とする貯蔵条件のために、中央領域中のＣＧＬ技術に向かって引き寄せられることを正当化し、源泉ガスのより多くが市場への販売のために利用可能となることを可能にする。

以下の引用値に制限なく、ＣＧＬ技術は、送達される天然ガスの単位あたりのエネルギー消費のために最良の貯蔵圧縮を提供する。６００：１の近似体積比（Ｖ／Ｖ）でＬＮＧに対して測定されると、これらの代替案は、以下で説明されるように、約４００：１であるＣＧＬの上方Ｖ／Ｖ値をもたらすために、あまり新型ではない材料および処理を必要とする。

図２Ａは、天然ガス（またはメタン）および軽質炭化水素溶媒の液相混合物を含む、ＣＧＬ混合物の生産と、格納システム中のＣＧＬ混合物の貯蔵とを含む、プロセス１００におけるステップおよびシステム構成要素を図示する。ＣＧＬプロセス１００について、ガス田のガス成分の指示通りにパイプライン仕様を満たすように、酸性ガス、過剰窒素および水とともに、重質炭化水素が除去される、簡略化した標準産業プロセスを使用して、天然ガス流１０１が最初に調製される。次いで、ガス流１０１は、所望の圧力まで圧縮し、次いで、ＣＧＬ生成物と呼ばれる液相媒質１０５を生産するように、冷却装置１０４の中で結果として生じる混合物を好ましい温度に冷却する前に、静的ミキサ１０３の中でそれを軽質炭化水素溶媒１０２と組み合わせることによって、貯蔵のために調製される。

温度および圧力座標によって定義される所与の貯蔵条件について、所定の溶媒および天然ガスの組成に対する定義された貯蔵条件で、ＣＧＬ混合物内の貯蔵天然ガスの最高正味体積比をもたらす、溶媒対天然ガスの特定の比があることが分かっている。最適体積比（貯蔵効率）を維持するために、制御ループが積荷システムに組み込まれる。頻繁な間隔で、制御ループは、入力天然ガス流の変動組成を監視し、結果として生じるＣＧＬ混合物の最適貯蔵密度を維持するように、添加された溶媒のモルパーセントを調整する。

図２Ｂを参照すると、元のガスの貯蔵効率を最大限化するように、溶媒最適化制御ループ１４０を用いてＣＧＬ生成物を生産するためのプロセス１３０におけるステップおよびシステム構成要素の実施例が図示されている。描写されるように、ＣＧＬ生産プロセス１３０のシステム構成要素は、ガス脱水ユニットからガス１０１を受容する、計量管１３２を含む。計量管は、流量計またはセンサ１４３Ａ、１４３Ｂ、１４３Ｃ、および１４３Ｄがその中に配置されている、複数の個々の管１３４Ａ、１３４Ｂ、１３４Ｃ、および１３４Ｄを含む。計量管１３２は、ＣＧＬ生成物１０５を形成するように軽質炭化水素溶媒１０２をガス１０１と組み合わせる、静的ミキサ１０３にガス１０１を送給する。溶媒１０２は、溶媒冷却装置から溶媒１０２を受容する溶媒サージタンク１３６から、溶媒注入ポンプ１３８によって溶媒注入ライン１３７を通して静的ミキサ１０３へ送給される。ＣＧＬ生成物１０５は、静的ミキサ１０３から、ＣＧＬ生成物排出ライン１３５に沿って、ＣＧＬ熱交換器１０４へ排出される。

描写されるように、溶媒オプティマイザ制御ループ１４０は、溶媒オプティマイザソフトウェアプログラムが作動するプロセッサを有する、溶媒オプティマイザユニットまたはコントローラ１４２を含む。溶媒オプティマイザユニット１４２は、溶媒注入ポンプ１３８の後の溶媒注入器ライン１３７の中に配置された溶媒流量計１４４に連結される。溶媒オプティマイザユニット１４２はまた、溶媒流量計１４４の後の溶媒注入器ライン１３７の中に配置された流量制御弁１４６にも連結される。溶媒オプティマイザ制御ループ１４０はさらに、溶媒オプティマイザユニット１４２に連結されたガスクロマトグラフユニット１４８を含む。

動作中に、ガスクロマトグラフユニット１４８は、計量管１３２より前の場所および／または静的ミキサ１０３より前の場所から受容される、流入ガス１０１の組成を決定する。ガスクロマトグラフユニット１４８は、流量計１４４より前の注入ライン１３７の中の場所から受容される流入溶媒１０２の組成、およびＣＧＬ交換器１０４より前の排出ライン１３５の中の場所から受容される流出温ＣＧＬ生成物１０５の組成を決定する。ガス１０１、溶媒１０２、およびＣＧＬ生成物１０５の組成は、ガスクロマトグラフユニット１４８によって溶媒オプティマイザユニット１４２に伝達される。溶媒オプティマイザユニット１４２はまた、流量センサ１４３Ａ、１４３Ｂ、１４３Ｃ、および１４３Ｄからガス１０１の流速、ならびに流量計１４４から溶媒１０２の流速も受信する。図２Ｃに関して論議されるように、溶媒オプティマイザユニット１４２は、ガス１０１の最適体積比および対応する溶媒対ガス混合比を計算して、ガス１０１の最適体積比を達成するために、このデータを使用し、最適溶媒対ガス混合比を維持するように流量制御弁１４６を制御する。

図２Ｃで描写されるように、溶媒最適化のための制御プロセス１１４０は、ステップ１１４２でのガス１０１の組成の決定と、ステップ１１４４での溶媒１０２の組成の決定と、ステップ１１４６でのガス１０１の流速の決定とを含む。ステップ１１４８では、最適化プログラムが、ガス１０１および溶媒１０２の組成、およびユーザから入力される一連の貯蔵条件、すなわち、格納温度および圧力１１１を取り込み、元のガスの貯蔵効率を最大限化する溶媒対ガス混合比を求めるように、一連の圧力、温度、および溶媒対ガス混合比（溶媒モル分率）にわたって、ＣＧＬ生成物１０５のガス１０１成分の体積比（貯蔵効率）、すなわち、ＣＧＬ生成物１０５のガス１０１成分の正味体積比を計算する。ＣＧＬ生成物１０５のガス１０１成分の正味体積比は、以下のように計算される：正味体積比＝（貯蔵条件でのＣＧＬ混合の密度）^＊（天然ガス成分の質量で１０進％）／（標準温度および圧力条件での天然ガス成分の密度）。溶媒およびガスの混合物は、使用中に熱力学状態方程式に基づく規則によって決定される。これらの状態方程式（Ｐｅｎｇ Ｒｏｂｉｎｓｏｎ、ＳＲＫ等）は、炭化水素ガス１０１および溶媒１０２の成分の熱力学的性質に基づいて機能する。

ステップ１１５０が示すように、プログラムは、混合物の溶媒対ガス比を増加させることが、貯蔵条件に対してより多くのガスの貯蔵を可能にしないことを決定するまで、正味体積比を計算し続ける。いったん最大体積比（Ｖ／Ｖ）が決定されると、まだ開いていなければ、流量制御弁がステップ１１５２で開かれる。ステップ１１５４では、プログラムは、流量計１４４によって測定される溶媒の実際の流速が、ステップ１１４８で計算された最適溶媒モル分率に対応する流速に合致するかどうかを決定する。流速が合致する場合、ステップ１１５６で示されるように、いずれの措置も必要とされない。流速が合致しない場合、流量制御弁１４６がステップ１１５８で調整される。

適正な溶媒流速が提供されていることを確実にするように、付加的なチェックがステップ１１６０および１１６２で提供される。示されるように、温ＣＧＬ生成物１０５の組成が、ステップ１１６０で決定される。ステップ１１６２では、プログラムが、計算された溶媒対ガス比に基づくＣＧＬ生成物の性質を、温ＣＧＬ生成物１０５の性質と比較する。性質が合致する場合、ステップ１１６４で示されるように、いずれの措置も必要とされない。性質が合致しない場合、プログラムは、計算された溶媒対ガス比に基づくＣＧＬ生成物の性質に合致する、性質を伴う温ＣＧＬ生成物１０５を生産するように、流量制御弁をステップ１１５８で調整する。

参照することにより本明細書に組み込まれる、米国特許第７，６０７，３１０号は、同じ貯蔵温度および圧力に対するＣＮＧの貯蔵密度よりも大きい、ＣＧＬ生成物の天然ガス成分の貯蔵密度を伴って、好ましくは−４０°Ｆ未満から約−８０°Ｆに及ぶ温度条件、および約１２００ｐｓｉｇから約２１５０ｐｓｉｇの圧力条件下で、ＣＧＬ生成物の供給を生成するとともに貯蔵する方法論を説明する。

図２Ｄは、格納システムからＣＧＬ生成物を降荷し、ＣＧＬ生成物の天然ガスおよび溶媒を分離するためのプロセス１１０におけるステップおよびシステムの構成要素を示す。ＣＧＬ生成物１０５を格納配管１０６から降荷するために、弁設定が改正され、置換流体１０７の流れは、格納配管１０６の中へ逆流して、ＣＧＬ生成物１０５を天然ガスおよび溶媒成分に分離するための分離タワー１１２を有する、分画トレイン１１３に向かって軽質ＣＧＬ生成物１０５を格納から押し出すように、ポンプ１１１によって逆転および移動させられる。天然ガスは、タワー１１２の上部から退出し、輸送パイプラインに向かって伝えられる。溶媒は、分離タワー１１２の基部から退出し、溶媒回収タワー１１４に流入し、そこで、回収された溶媒は、ＣＧＬ生産システムに戻される１１７。最初に積荷されたガス流をもたらすように、流れ１１６の中へ戻る流れ１１８として必要な重質成分を計量する、天然ガスＢＴＵ／Ｗｏｂｂｅ調整モジュール１１５を利用して、市場仕様の天然ガスを得ることができる。

図３Ａおよび３Ｂを参照すると、他の形式で炭化水素産業に共通している、置換流体を使用する原理が、開示された実施形態で使用される、特定の水平管状格納容器または配管に適用可能な貯蔵条件下で示されている。積荷プロセス１１９では、ＣＧＬ生成物１０５は、ＣＧＬ生成物１０５をその液体状態で維持するように、入口ライン内で開くように設定される隔離弁１２１を通して、置換流体１０７の背圧に逆らって、格納システム１０６の中に積荷される。置換流体１０７は、好ましくは、メタノールおよび水の混合物を含む。隔離弁１２２は、排出ライン内で閉じられるように設定される。

ＣＧＬ生成物１０５は、格納システム１０６に流入するにつれて、置換流体１０７を置換して、置換流体タンク１０９に戻り、開くように設定されるライン内に位置付けられた隔離弁１２４を通して流れさせる。この帰還ライン内の圧力制御弁１２７は、ＣＧＬ生成物１０５が、液体状態で格納システム１０６内に維持されることを確実にするように、置換流体１０７を十分な背圧力で保持する。積荷プロセス中に、置換流体入口ライン内の隔離弁１２５は、閉じられるように設定される。

その目的地に到達すると、ＣＧＬ生成物１０５を輸送する輸送船またはキャリアは、置換流体１０７の流れＦを、貯蔵タンク１０９から開いた隔離弁１２５を通して格納パイプ束１０６へ逆転させ、ＣＧＬ分離プロセストレイン１２９の分画機器に向かってプロセスヘッダに軽質ＣＧＬ生成物１０５を押し込むために、ポンプ１２６を利用する降荷プロセス１２０を通して、ＣＧＬ生成物１０５を格納システムから降荷する。置換したＣＧＬ生成物１０５は、開くにように設定されている隔離弁１２２を通して、プロセスヘッダの中の制御弁１２３の背圧に逆らって、格納システム１０６から除去される。ＣＧＬ生成物１０５は、この時点まで液体状態で保持され、かつ圧力制御弁１２３を通過した後に気体／液体プロセス送給に流れるだけである。このプロセス中に、隔離弁１２１および１２４は、閉鎖航行設定のままである。

海洋船舶の船上にある限定された貯蔵空間のさらなる利益のために、いったんＣＧＬ負荷が格納から押し出されると、弁１２２および１２５が閉じられ、置換流体１０７が、低圧ライン（図示せず）によって、連続パイプ束（図示せず）の充填／排出で再利用するためにタンク１０９へ戻される。再利用された流体は、新たに開かれたマニホールド弁（図示せず）を連続パイプ束への閉鎖されている弁１２５へ連続して送給する、ポンプ１２６を介して再び送達される。一方で、置換流体が排出されているパイプライン格納１０６は、窒素ブランケットガス１２８でパージされ、「空の」隔離パイプ束として不活性状態で残される。

本明細書で説明される実施形態に適用可能な１つのそのような置換流体方法を例示する米国特許第７，２１９，６８２号は、参照することによって本明細書に組み込まれる。

格納容器材料にかかわらず、ＣＧＬシステムで達成可能な格納質量比は、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇまでに及ぶ圧力条件とともに−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆまでの温度条件下において、および約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満までに及ぶ強化圧力条件下において、またはより好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満までに及ぶ強化圧力条件下において、ＣＧＬ生成物を貯蔵することによって向上させられる。

図４ＡおよびＢ、５ＡおよびＢ、６ＡおよびＢ、７ＡおよびＢ、ならびに８ＡおよびＢは、同じ温度および圧力貯蔵条件において、ＣＧＬ混合物の相対的挙動と、ＣＮＧおよびＰＬＮＧの相対的挙動とを示す。性能は、特定の圧力／温度点として参照される各貯蔵条件の体積比（Ｖ／Ｖ）として報告される。表されるＶ／Ｖ比は、１気圧の圧力および６０°Ｆの温度という標準条件下の天然ガスの密度で割られる、貯蔵条件下の同じガスの密度である。ＣＧＬ Ｖ／Ｖ値は、１気圧の圧力および６０°Ｆの温度という標準条件下の天然ガスの密度で割られる、ＣＧＬ生成物内の同じ天然ガス成分の正味密度値である。したがって、ＣＧＬ混合物の中の溶媒成分にかかわらず、貯蔵天然ガスの共通基準で、２つのシステムが検討される。図４ＡおよびＢ、５ＡおよびＢ、６ＡおよびＢ、７ＡおよびＢ、ならびに８ＡおよびＢで図示されるように、天然ガス貨物密度は、１０５０Ｂｔｕ／ｆｔ^３（ＳＧ＝約０．６）の総発熱値（ＧＨＶ）を有する、一般的な北米での販売を代表するガスの混合物に由来する。

図４ＡおよびＢ、５ＡおよびＢ、６ＡおよびＢ、７ＡおよびＢ、ならびに８ＡおよびＢは、異なる容易ベースのＣＧＬ混合の相対的挙動を示す。最初に、エタン、プロパン、およびブタンベースのＣＧＬ混合物が、ＣＧＬ技術の強化密度を強調する３つの基本的溶媒の挙動を表す図４Ｂ、５Ｂ、および６Ｂに示されている。次いで、２つの異なるプロパンおよびブタン混合物が、図７Ｂおよび８Ｂで溶媒を形成し、３つの基本的成分に由来し得るＮＧＬおよびＬＰＧベースの溶媒を代表する。性能は、種々の温度条件下での一定圧力の線に対するＶ／Ｖ比として示されている。ＣＧＬ混合物曲線は、特定の貯蔵点に対する最大正味Ｖ／Ｖ値をもたらすために必要とされる、溶媒の必要ｍｏｌ％を生じる各温度／圧力点の付加的な情報を有する。

プロパン溶媒ベースＣＧＬ生成物の混合物の中間域挙動を示す、図５ＡおよびＢを参照すると、以下の観察は、残りのエタン、ブタン、ならびにＮＧＬおよびＬＰＧ溶媒ベースのＣＧＬ混合物の挙動を表す。５００ｐｓｉｇ、−１２０°Ｆの貯蔵点から１８００ｐｓｉｇ、−４０°Ｆの点まで一方向性に及ぶ改良された性能の領域は、同じ貯蔵条件を受けるＣＮＧ／ＰＬＮＧの場合と比較したときに、ＣＧＬ混合に対する向上したＶ／Ｖ値を示す。

３００から４００までの体積比範囲の最高条件の性能を達成するために、ＣＧＬ生成物混合の中の溶媒濃度のモルパーセント量は、低温および低圧条件での約１０％モルから、中間域条件での１６〜２１％モルのより高い濃度まで上昇し、次いで、最高温度、最高圧力条件下において、８〜１３％の範囲内のより低い濃度まで徐々に低下する。この改良性能の領域の両側には、直留天然ガスのＣＮＧおよびＰＬＮＧ貯蔵に対するＶ／Ｖと比べて、ＣＧＬ貯蔵に対するＶ／Ｖの増加に低下がある。より高い圧力、より低い温度の領域では、ＣＧＬ貯蔵の貯蔵密度は、ＰＬＮＧ貯蔵の貯蔵密度に近づく。この有効領域から遠ざかるほど、ＣＧＬ貯蔵がＰＬＮＧ貯蔵のＶ／Ｖ値に近づくために、より低い溶媒の割合が決定付けられる。この領域中の直留天然ガスのＰＬＮＧ貯蔵に対するＶ／Ｖの優れた値は、商業的に魅力的であるが、有効領域に沿った関心領域中でＣＧＬ貯蔵に必要とされるよりもエネルギー集約型のプロセスを受ける。

ＣＧＬ貯蔵性能は同様に、有効領域から離れて、より低い圧力、より高い温度の貯蔵点へ移動するにつれて、徐々に衰える。ここで、Ｖ／Ｖの達成された値は、ＣＮＧ貯蔵の性能に対して測定される。Ｖ／Ｖの最良の値を獲得するために、ＣＧＬ生成物の液体状態に対する要件は、条件が領域から離れるにつれて、より大きいモルパーセントの溶媒がＣＧＬ生成物混合に添加されることを要求し、ピークシェービングシステム等の陸上にあるサービスの場合のように、貯蔵空間への厳しい海上制限にあまり適していない状況である。

ＣＧＬがＣＮＧをしのぐためにこの領域で要求される、増大するレベルの溶媒は、天然ガス分子がＣＧＬ生成物混合に適合するための利用可能な空間に対する収穫逓減の法則に反して技術を設置する。最終的に、ＣＧＬ貯蔵に対するＶ／Ｖの値は、ＣＮＧ貯蔵に対するものと比較して急激に低下する。この領域中のＣＮＧ貯蔵に対するＶ／Ｖの優れているが低い値は、低いガス貨物質量対格納質量比により、限定された商業的魅力を有する。

図４ＡおよびＢで描写されるように、軽質エタンベースの溶媒から作られたＣＧＬ生成物の混合物の挙動は、プロパンベースの溶媒から作られたＣＧＬ生成物の混合物の挙動と比べて、同様の改良性能の領域を呈し、それにより、選択条件下のＣＧＬ貯蔵Ｖ／Ｖ比は、ＣＮＧまたはＰＬＮＧ貯蔵を使用した、同様に貯蔵された直留天然ガスのものよりも高い。図４ＡおよびＢは、プロパン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合の−４０°Ｆの外側位置での１８００ｐｓｉｇと比較して、１４００ｐｓｉｇの高い圧力、−４０°Ｆで、エタン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合にとっての有益な性質を示す。領域は再び、−１２０°Ｆで５００ｐｓｉｇの条件で開始し、条件が−４０°Ｆの条件で１８００ｐｓｉｇに向かって移動するにつれて、有益な挙動が上昇し、徐々に低下する。プロパン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合と同様に、貯蔵条件が有効領域より上側および下側の領域に向かって傾くにつれて生じる、ＣＮＧまたはＰＬＮＧシステムで使用される直留天然ガスの貯蔵と比べて、ＣＧＬ貯蔵に対するＶ／Ｖ値の性能の同様の低下がある。

図６ＡおよびＢ、７ＡおよびＢ、ならびに８ＡおよびＢは、ブタン、ＮＧＬおよびＬＰＧ溶媒ベースのＣＧＬ生成物の混合物にとっての有益な性質を示す。−３０°Ｆで１８００ｐｓｉｇから−１２０°Ｆで５００ｐｓｉｇまでの間の点に向かった性能のわずかな偏移が、エタンおよびプロパン溶媒ベースのＣＧＬ生成物の混合物の場合に対して留意される。再び、エタンおよびプロパン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合の通りに、領域の上側および下側の貯蔵領域の中で、ＣＮＧまたはＰＬＮＧシステムを使用する直留天然ガスのものと比べて、ＣＧＬ貯蔵に対するＶ／Ｖの数字の性能の同様の低下がある。

全体で、ＣＧＬ貯蔵が、−１２０°Ｆで５００ｐｓｉｇから−３０°Ｆで１６００ｐｓｉｇから１８００ｐｓｉｇまでの間に延在する領域中でＰＬＮＧおよびＣＮＧ貯蔵をしのぐことが、図４Ａから８Ｂより明らかである。好ましい貯蔵領域はおよそ、圧力および温度条件の間に有益な領域を形成する、これら２つの格納条件の線形配列である。より高いＶ／Ｖ値は、より高い単位エネルギー消費量を犠牲にして、ＰＬＮＧで達成可能である。それにもかかわらず、標準条件で、直留天然ガスの２８５から３９１倍である、体積比（Ｖ／Ｖ）の値を合理的に得ることできる。３９１というより高いＶ／Ｖ値は、５００ｐｓｉｇ、−１２０°Ｆで、プロパン溶媒ベースのＣＧＬ生成物に生じ、直留天然ガスのＣＮＧ貯蔵に対する１１２という同等Ｖ／Ｖ値をほぼ４倍超える。２６７というより低いＶ／Ｖ値は、１４００ｐｓｉｇ、−４０°Ｆで、エタン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合に生じ、直留天然ガスのＣＮＧ貯蔵に対する２３０というＶ／Ｖ値を約１．１６倍超える。

図４Ｂを参照すると、エタン（Ｃ２）の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１４００ｐｓｉｇに及ぶ圧力を伴う−３０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、エタン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜４３％モルの範囲内のエタン（Ｃ２）の濃度で、２４８から３５７の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約−３０°Ｆから約−１２０°Ｆに及ぶ温度条件を伴う約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜４３％モルの範囲内のエタン（Ｃ２）の濃度で、２７４から３８７の範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜４３％モルの範囲内のエタン（Ｃ２）の濃度で、２６０から３８８の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜１６％モルの範囲内のエタン（Ｃ２）の濃度で、３１５から３８８の範囲内にある。図４ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＬＮＧの体積比を超える。

図５Ｂを参照すると、プロパン（Ｃ３）の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件を伴う−３０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、プロパン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１０〜２１％モルの範囲内のプロパン（Ｃ３）の濃度で、２８２から３９２の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約−３０°Ｆから約−１２０°Ｆに及ぶ温度条件を伴う約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１０〜２１％モルの範囲内のプロパン（Ｃ３）の濃度で、３３２から３９２の範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１０〜２１％モルの範囲内のプロパン（Ｃ３）の濃度で、３３２から３９２の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１０〜２１％モルの範囲内のプロパン（Ｃ３）の濃度で、３３２から３９２の範囲内にある。図５ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比を超える。

図６Ｂを参照すると、ブタン（Ｃ４）の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件を伴う−３０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、ブタン溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜２８％モルの範囲内のブタン（Ｃ４）の濃度で、３０２から３６０の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約−３０°Ｆから約−１２０°Ｆに及ぶ温度条件を伴う約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１４〜２５％モルの範囲内のブタン（Ｃ４）の濃度で、２８３から３５９の範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１４〜２５％モルの範囲内のブタン（Ｃ４）の濃度で、２８３から３５９の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１４〜２５％モルの範囲内のブタン（Ｃ４）の濃度で、２８３から３５９の範囲内にある。図６ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比を超える。

図７Ｂを参照すると、７５％Ｃ３対２５％Ｃ４のプロパンバイアスを伴う天然ガス液体（ＮＧＬ）溶媒の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件を伴う−３０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、プロパンバイアス溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合を伴うＮＧＬの中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜４１％モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、２８１から３８８の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約−３０°Ｆから約−１２０°Ｆに及ぶ温度条件を伴う約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜４１％モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、３２０から３８８までの範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜４１％モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、３２０から３８８の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜４１％モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、３２０から３８８の範囲内にある。図７ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比を超える。

図８Ｂを参照すると、７５％Ｃ４対２５％Ｃ３のブタンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇまでに及ぶ圧力条件を有する−３０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆまでの温度条件下で、ブタンバイアス溶媒ベースのＣＧＬ生成物混合を有するＮＧＬの中の天然ガス成分の有利な体積比は、９〜２６％モルの範囲内のブタンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、２８６から３７３の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約−３０°Ｆから約−１２０°Ｆまでに及ぶ温度条件を伴う約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満までの圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１１〜２６％モルの範囲内のブタンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、２９４から３７３までの範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆまでおよび約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満までの温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１４〜２６％モルの範囲内のブタンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、２９４から３７３の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆおよび約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の温度および圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、１４〜２６％モルの範囲内のブタンバイアスを伴うＮＧＬ溶媒の濃度で、２９４から３７３の範囲内にある。図８ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＰＬＮＧの体積比を超える。

以下で説明される他の実施形態は、ＣＧＬ生産および格納の周囲に構築される、全送達システムを対象とし、より具体的には、浮遊サービス船、プラットホーム、および輸送船について、供給チェーンの特定のニーズに対する全体的解決策をもたらすように拡張および構成されるモジュール化された貯蔵およびプロセス機器を利用し、液体天然ガス（ＬＮＧ）または圧縮天然ガス（ＣＮＧ）システムによって達成されない手段によって、遠隔貯留地、特に、天然ガス産業によって「ストランデッド」または「遠隔」と見なされるサイズの陸上または海上場所での貯留地の急速な経済開発が実現されることを可能にする、システムおよび方法を対象とする。本明細書で説明されるシステムおよび方法は、ＬＮＧおよびＣＮＧのものとは異なり、原生産ガスの処理、調整、輸送、およびパイプライン品質のガスまたは分画生成物を市場に送達することを対象とする、１つのビジネスモデルとともに、完全な価値連鎖を貯留地所有者に提供する。

また、ＣＮＧおよびＬＮＧシステムに必要とされる特殊なプロセスおよび機器は、ＣＧＬベースのシステムに必要とされない。格納システムの動作仕様および構成レイアウトはまた、混合輸送を保証する際に、船舶の区分されたゾーンまたは船倉の中での直留エタンおよびＮＧＬ生成物の貯蔵を有利に可能にする。

好ましい実施形態によれば、図９で描写されるように、天然ガス調製、ＣＧＬ生成物混合、積荷、貯蔵、および降荷の方法は、ガス田１２およびガス市場２２の場所で操作される、バージ１４および２０上に載置された処理モジュールによって提供される。ガス田１２と市場２２との間の輸送１７のために、輸送船またはＣＧＬキャリア１６は、好ましくは、市場物流の需要および距離、ならびに環境的動作条件に従って選択される、専用船舶、改造船舶、または関節動作型あるいは標準バージである。

ＣＧＬ貨物を含有するために、格納システムは、好ましくは、船舶上で担持された冷蔵環境内で定位置にネスト化される、炭素鋼パイプライン仕様の管状ネットワークを備える。パイプは、本質的に、弁およびマニホールドによって区分される、連続的な一連の並列蛇行ループを形成する。

船舶レイアウトは、一般的には、単一の連続パイプラインを形成するように末端同士で接続される、ネスト化した貯蔵パイプの束をそれぞれ担持する、モジュール式ラック状フレームを含有する、１つ以上の絶縁および被覆貨物倉に分割される。貨物倉の中に位置する格納システムを封入することは、冷蔵窒素流またはブランケットの循環が、航行の全体を通して貨物をその所望の貯蔵温度で維持することを可能にする。この窒素はまた、格納システムからのＣＧＬ生成物の漏出について監視することができる、不活性緩衝ゾーンも提供する。漏出の場合、任意の漏出するパイプ列または束を区分し、隔離し、かつ緊急照明弾用の通気孔をつけ、その後、船倉全体を吹き付けることなく窒素でパージできるように、マニホールド接続が配設される。

送達地点または市場の場所で、ＣＧＬ生成物は、置換流体を使用して、格納システムから完全に降荷され、これはＬＮＧおよび大抵のＣＮＧシステムとは異なり、「ヒール」または「ブート」量のガスを残さない。次いで、降荷されたＣＧＬ生成物は、低温プロセス機器の中の格納システムの外側で減圧され、そこで天然ガス成分の分画が開始する。軽質炭化水素液体の分離のプロセスは、好ましくは、海上での安定性を考慮して、個々の整流器およびストリッパセクションとともに、標準分画トレインを使用して達成される。

小型モジュール式膜分離器も、ＣＧＬからの溶媒の抽出で使用することができる。この分離プロセスは、天然ガスを遊離し、溶媒流体を回収しながら、それが市場仕様に合わせて調整されることを可能にする。

ＢＴＵおよびＷｏｂｂｅ Ｉｎｄｅｘ要件のエタン、プロパン、およびブタン等の小軽質炭化水素成分のトリム制御は、沿岸貯蔵および輸送施設と接続されたブイに直接降荷するための市場仕様の天然ガス混合物をもたらす。

炭化水素溶媒は、船舶貯蔵に戻され、天然ガスの市場同調後の任意の過剰Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４およびＣ５＋成分は、分画生成物、または荷主の口座に入金される付加価値原料供給として別々に降荷することができる。

エタンおよびＮＧＬ輸送、または部分積荷輸送については、格納配管のセクショニングはまた、貨物空間の一部が専用ＮＧＬ輸送に利用されること、あるいは格納システムの部分積荷またはバラスト積荷のために隔離されることも可能にする。エタン、プロパン、およびブタンの臨界温度および特性は、割り付けられたＣＧＬ格納構成要素を利用して、これらの生成物の液相積荷、貯蔵、および降荷を可能にする。船舶、バージ、およびブイは、この目的を満たすように、相互接続された一般的または特定モジュール式プロセス機器で容易にカスタマイズすることができる。脱プロパン化および脱ブタン化モジュールが船上にある船舶、または降荷施設の可用性は、市場仕様がアップグレードした生成物を要求する場合に、プロセスオプションを伴う送達を可能にする。

図９で描写されるように、ＣＧＬシステム１０において、ガス田源１２からの天然ガスは、好ましくは、海中パイプライン１１を通して海中コレクタ１３に輸送され、次いで、ＣＧＬ生成物の生産および貯蔵のために装備されたバージ１４上に積荷される。次いで、ＣＧＬ生成物は、市場目的地への海上輸送１７のために、ＣＧＬキャリア１６上に積荷され１５、そこで、ＣＧＬ生成物分離のために装備された第２のバージ２０に降荷される１８。いったん分離されると、ＣＧＬ溶媒は、ＣＧＬキャリア１６に戻され１９、天然ガスは、降荷ブイ２１に降荷され、次いで、沿岸までの海中パイプライン２２を通過し、そこで圧縮され２４、必要であれば、ガス輸送パイプラインシステム２６および／または陸上貯蔵２５の中に注入される。

生産および貯蔵のために装備されたバージ１４、ならびに分離のために装備されたバージ２０は、便宜上、契約、市場、およびガス田条件によって決定されるように、異なる天然ガス源およびガス市場目的地に移転させることができる。したがって、モジュールアセンブリを有するバージ１４および２０の構成は、経路、ガス田、市場、または契約条件に適するように、必要に応じて装備することができる。

代替実施形態では、図１０で描写されるように、ＣＧＬシステム３０は、参照することによって本明細書に組み込まれる、Ｍｅｔｈｏｄ Ｏｆ Ｂｕｌｋ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔ
Ａｎｄ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｏｆ Ｇａｓ Ｉｎ Ａ Ｌｉｑｕｉｄ Ｍｅｄｉｕｍと題された米国特許第７，５１７，３９１号で説明されているように、船上での原ガスの調整、処理、およびＣＧＬ生成物の生産、貯蔵、輸送、および分離のために装備された一体ＣＧＬキャリア（ＣＧＬＣ）３４を含む。

以下の表１で図示されるように、ＣＧＬシステムにおいて達成可能な天然ガス貨物密度および格納質量比は、ＣＮＧシステムにおいて達成可能な値を超える。表１は、本明細書で説明される実施形態、および適格ガス混合について米国特許第６６５５１５５号のＢｉｓｈｏｐの研究によって代表されるＣＮＧシステムに適用可能である、天然ガスの貯蔵に対する比較性能値を提供する。データは、全ての場合において、示される温度でのサービスに適した低温炭素鋼の同様の格納容器材料について挙げられている。

表１に示される混合物の比重（ＳＧ）値は、ＣＧＬ生成物の混合物にとって制限的な値ではない。ここでは、それは、ＣＧＬベ−スのシステム性能に対する天然ガス貯蔵密度を、Ｂｉｓｈｏｐによって説明された特許ＣＮＧ技術によって達成される、最良の大型商業規模の天然ガス貯蔵密度と関連付けるように、現実的な比較レベルとして挙げられている。
ＣＮＧ１値はまた、ＣＧＬ１およびＣＧＬ２の値とともに、動作性能をＣＮＧ２として図示される直留ＣＮＧの場合の値と比較するように、０．７ＳＧ混合物内に含有された０．６ＳＧ天然ガス成分の「正味」値としても示される。表１に示される０．７ＳＧ混合は、１４．５モルパーセントの同等プロパン成分を含有する。自然界でこの０．７ＳＧ混合物を見出す可能性は、ＣＮＧ１輸送システムについては稀であり、したがって、Ｂｉｓｈｏｐによって提案されるように、ＣＮＧに使用される濃密度相混合物を得るために、天然ガス混合がより重い軽質炭化水素と混ぜられることを要求する。一方で、制限なく、ＣＧＬ処理は、輸送格納に対するこの０．７ＳＧ範囲の例示で使用される生成物を意図的に生産する。

ＣＧＬ１、ＣＧＬ２、およびＣＮＧ２システムについて示される、貨物質量対格納質量比の値は全て、各システムによって搬送される市場仕様の天然ガスに対する値である。市場仕様の天然ガス成分のガスを送達する全ての技術の格納質量比を比較する目的で、ＣＮＧ１貯蔵混合物の「正味」成分が導出される。気相および関連圧力容器設計コードに限定される、ＣＮＧシステムは、市場仕様の天然ガスを送達するためにＣＧＬ生成物（液相）を使用して本明細書で説明される実施形態が達成する、貨物質量対格納質量比（天然ガス対鋼鉄）性能レベルを達成できないことが明らかである。

以下の表２は、選択貯蔵圧力および温度に合わせた溶媒比の変動が貯蔵密度の向上をもたらす、ＣＧＬ生成物の格納条件を図示する。以前に論議されたよりも低い温度で、より抑えた圧力を使用し、適用可能な設計コードを適用することによって、表１に示される値から壁厚の換算値を得ることができる。それによって、以前に引用されたＣＮＧに対する値の３．５倍以上のＣＧＬ生成物のガス対鋼鉄の質量比の値が達成可能である。

ＣＧＬシステムで達成可能な天然ガス貨物密度および格納質量比は、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ全体的圧力条件とともに−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下、および約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ強化圧力条件、より好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ強化圧力条件下で、ＣＧＬ生成物を貯蔵することによって向上させられる。

図１１Ａ−図１５Ｂを参照すると、溶媒の最適濃度、種々の貯蔵条件下でのＣＧＬ生成物の混合物の中の天然ガス成分の格納質量比（Ｍ／Ｍ）が、ＣＮＧ／ＰＬＮＧの形式での直留天然ガスで達成可能な値と一緒に描写されている。両方のシステムの開発に使用されるコードの下で、設計要因は、貯蔵媒質の相も考慮する。これは、図４Ａから８Ｂの対応する体積比（Ｖ／Ｖ）の線パターンと一緒に比較した時に、グラフ線パターンのあまり均等ではないプロットをもたらす。

Ｍ／Ｍ値の折れ線グラフは、温度低下としての材料仕様変化に対するコード要件により、さらに置換する。格納容器材料は、好ましくは、−５５°Ｆまでの温度条件に適した高強度の低温炭素鋼である。より低い温度で、材料仕様は、より低い強度のステンレスまたはニッケル鋼に変化する。圧力格納システムで使用される、より低い強度の材料のより大きい壁厚値に対する設計要件を考慮すると、ここで検討されるＣＧＬおよびＣＮＧ／ＰＬＮＧの場合の両方について期待されるように、Ｍ／Ｍ値の付随逓減がある。温度がさらに低下するにつれて、これらの値がどのように回復するかが、これらの図に図示されている。温度帯の全体を通して、連続的に使用される複合格納容器の異なる挙動が期待される。

例えば、図１１Ｂでは、濃度が図４Ｂの濃度と同じである、エタンベースの溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件下で、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件を伴って、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２７から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図１１Ａに示されるように、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵はここで、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−３０°Ｆから約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２５から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２８から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。より好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件および−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．４１から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．１３から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。図１１ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＬＮＧの格納質量比を超える。

図１２Ｂを参照すると、濃度が図５Ｂの濃度と同じである、プロパンベースの溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件下で、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件を伴って、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２７から１．０２ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図１２Ａに示されるように、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵はここで、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−３０°Ｆから約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２７から１．０２ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２７から１．０２ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。より好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件および−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．４４から１．０２ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．１３から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。図１２ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＬＮＧの格納質量比を超える。

図１３Ｂを参照すると、濃度が図６Ｂの濃度と同じである、ブタンベースの溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件下で、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件を伴って、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２４から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図１３Ａに示されるように、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵はここで、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−３０°Ｆから約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．１８から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２５から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．２５ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。より好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件および−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．３５から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．１３から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。図１３から容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＬＮＧの格納質量比を超える。

図１４Ｂを参照すると、濃度が図７Ｂの濃度と同じである、７５％Ｃ３対２５％Ｃ４のプロパンバイアスを伴うＮＧＬ／ＬＰＧ溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件下で、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件を伴って、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２７から０．９６ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図１４Ａに示されるように、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵はここで、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−３０°Ｆから約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２７から０．９６ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２５から０．９６ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．２５ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。より好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件および−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．４２から０．９６ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．１３から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。図１４ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＬＮＧの格納質量比を超える。

図１５Ｂを参照すると、濃度が図８Ｂの濃度と同じである、７５％Ｃ４対２５％Ｃ３のブタンバイアスを伴うＮＧＬ／ＬＰＧ溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約３００ｐｓｉｇから約１８００ｐｓｉｇに及ぶ圧力条件下で、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件を伴って、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２５から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図１５Ａに示されるように、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵はここで、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−３０°Ｆから約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満に及ぶ圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．１８から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件とともに、約３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．２５から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．０９から０．２５ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。より好ましくは、約５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇ未満の圧力条件および−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆの温度条件下で、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、０．３７から０．９７ｌｂ／ｌｂの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、ＣＮＧ／ＰＬＮＧ貯蔵は、０．１３から０．７２ｌｂ／ｌｂの範囲をもたらす。図１５ＡおよびＢから容易に明白であるように、ＣＧＬ生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するＣＮＧおよびＬＮＧの格納質量比を超える。

一実施形態によるパイプスタック１５０を示す、図１６Ａを参照する。描写されるように、パイプスタック１５０は、好ましくは、それぞれ束フレーム１５２によって包囲され、スタック間接続１５３を通して相互接続される、パイプ束の上スタック１５４、中間スタック１５５、および下スタック１５６を含む。加えて、図１６Ａは、積荷または降荷を受ける限定量の置換流体を仕切りの内外に往復させるために、パイプ束が一連の短い長さ１５８および１５９に区分されることを可能にする、マニホールド１５７およびマニホールド相互接続１５１を示す。

図１６Ｂは、パイプスタック１６０の別の実施形態である。描写されるように、パイプスタック１６０は、好ましくは、それぞれ束フレーム１６２によって包囲され、スタック間接続１６３を通して相互接続される、パイプ束の上スタック１６４、中間スタック１６５、および下スタック１６６、ならびに積荷または降荷を受ける限定量の置換流体を仕切りの内外に往復させるために、パイプ束が一連の短い長さ１６８および１６９に区分されることを可能にする、マニホールド１６７およびマニホールド相互接続１６１を含む。

図１６Ｃに示されるように、いくつかのパイプスタック１６０を、互いに並んで連結することができる。パイプ（低温鋼鉄または複合材料でできている）は、本質的に、弁およびマニホールドによって区分される、連続的な一連の並列蛇行ループを形成する。船舶レイアウトは、一般的には、単一の連続パイプラインを形成するように末端同士で接続される、ネスト化した貯蔵パイプの束をそれぞれ担持する、モジュール式ラック状フレームを含有する、１つ以上の絶縁および被覆貨物倉に分割される。

図１６Ｄ−１６Ｆは、１つ以上のパイプ支持部材１８３を保持するフレーム１８１を備える、パイプ支持材１８０の斜視図および組立図を示す。パイプ支持部材１８３は、好ましくは、（空隙１８４の中に位置する）積層パイプ１８２の自己質量の垂直荷重を下のパイプに課することなく、各パイプ層に対する熱移動を達成する、工学的材料から形成される。

図１７Ａ−１７Ｄに示されるように、パイプ束を保持するために、被包フレームワークが提供される。フレームワークは、パイプ支持材（図１６Ｄの１８０）のフレーム１８１に連結され、複数対のパイプ支持フレーム１８１を相互接続する横材１７１を含む。フレーミング１８１および１７１ならびに工学的支持材（図１６Ｆの１８３）は、船倉の基部に対するパイプおよび貨物の垂直荷重を担持する。フレーミングは、図１６Ｃ、１７Ａ、１７Ｂおよび１７Ｃに示されるように、パイプ束スタックが並んで配置された時に相互係止する、２つのスタイル１７０および１７２で構築される。これは、検査および修繕の目的で、有益な場所および個々の束を除去する能力を可能にする。

図１７Ｅは、束１７０および１７２が、順に積層可能であり、束フレームワーク１８１および１７１に対するパイプおよびＣＧＬ貨物の質量を船倉１７４の床に移送し、弾性フレーム接続１７３を通して船倉１７４の壁を横断し、かつ壁に沿って相互係止し、船舶内の有益な場所を可能にする様子を平面図で示し、これは、船舶が航行中であり、海水の動きを受ける時に重要な特徴である。加えて、個々のパイプ列の完全荷重条件が、ＬＮＧおよびＮＧＬの輸送等の他の海上用途で問題となる、ＣＧＬ貨物のスロッシングを排除する。したがって、このフレームワークを通して、横および垂直力を船舶の構造に伝達することができる。

図１８Ａは、次いで、置換流体配管の隔離セクションを通して積荷および降荷される、ＮＧＬを搬送するために使用することができる、格納システム２００の隔離能力を示す。図示されるように、格納システム２００は、ＮＧＬ格納セクション２０２およびＣＧＬ格納セクション２０４に分離することができる。積荷および降荷マニホールド２１０は、１つ以上のパイプ束スタック２０６Ａを他のパイプ束スタック２０６から隔離するように、１つ以上の隔離弁２０８を含むことが示されている。ＣＧＬおよびＮＧＬ生成物は、パイプ束２０６Ａの中に積荷され、そこから降荷されるにつれて、積荷および降荷マニホールド２１０を通って流れる。置換流体マニホールド２０３は、置換流体貯蔵タンク２０９に連結され、１つ以上の区分弁２０１を有して示されている。入口／出口ライン２１１は、パイプ束２０６のそれぞれを、隔離弁２０５を通して、置換流体マニホールド２０３に連結する。ＮＧＬ生成物は、ＣＧＬおよびＮＧＬ生成物を液体状態で維持するように、置換流体システムの入口／出口ライン２１１内の圧力制御弁２１３、およびＣＧＬ入口／出口ラインの圧力制御弁２１４を隔離および迂回することによって、積荷および降荷される。積荷および降荷マニホールド２１０は、通常、降荷ホースに直接接続される。しかしながら、陸揚げされた生成物の仕様を改善するために、ＣＧＬ降荷トレイン内の脱プロパン化および脱ブタン化船を通して、選択的にＮＧＬを送ることができる。

図１８Ｂを参照すると、ＣＧＬシステムの融通性は、分画生成物を種々の市場仕様に送達し、送達されたガスのＢＴＵ含有量を制御し、モジュール式処理ユニット（例えば、アミンユニット、ガス加糖パッケージ）の追加を通して入口ガス成分の変動に応じる能力を含む。描写されるように、プロセス例２２０では、原ガスが、ガス乾燥モジュール２２６の中で脱水を受ける前に、水および他の望ましくない成分を除去するためにガス調整モジュールの入口ガス洗浄器２２２に流入し、必要であれば、ガスは、脱水前に、Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、および他の酸性ガスを除去するように挿入された随意的なアミンモジュール２２４を使用して加糖される。次いで、ガスは、標準ＮＧＬ抽出モジュール２３０を通過し、そこで、希薄天然ガスおよびＮＧＬに分割される。ＮＧＬ流は、図１８Ｂによって描写されるようなシャトルキャリア２５０パイプライン格納システムのＮＧＬセクションに送られる前に、安定化モジュールを通過させられる。Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、およびＣ５＋の分画流が得られる。この時点で、必要であれば、天然ガスＢＴＵ／Ｗｏｂｂｅ調整モジュール２３９を使用して、天然ガスのライトエンド流（主にいくらかのＣ２を伴うＣ１）の送達仕様ＢＴＵ要件が調整される。次いで、図１８Ａに関して説明されるように、残りの分画生成物、ＮＧＬ（Ｃ３からＣ５＋）が、シャトルキャリアのパイプライン格納システムの指定セクションの中に貯蔵するために方向付けられる。天然ガス（Ｃ１およびＣ２）は、同様にキャリア２５０上のパイプライン格納システムの中に貯蔵される、ＣＧＬ生成物を生産するように、圧縮器モジュール２４０の中で圧縮され、計量および溶媒混合モジュール２４２の中で溶媒Ｓと混合され、冷蔵モジュール２４４の中で冷蔵される。キャリア２５０はまた、市場要件に基づいて降荷することができる安定化ＮＧＬ生成物を、そのパイプライン格納システムの中に積荷することもできる。市場場所に到達すると、ＣＧＬ生成物は、キャリア２５０から降荷船２５２に降荷され、天然ガス生成物を天然ガスパイプラインシステム２６０に降荷すると、溶媒は、溶媒回収ユニットを装備している降荷船２５２からＣＧＬキャリア２５０に戻される。次いで、輸送されたＮＧＬは、市場のＮＧＬ貯蔵／パイプラインシステム２６２の中へ直接送達することができる。

図１９Ａ−１９Ｃは、船倉を現在充填しているパイプ束３４０内で担持される貨物の本質的に三重壁の格納を与えるように、そのオイルタンクが除去され、新しい船倉壁３０１と置換されている、改造単一船体オイルタンカー３００の好ましい配設を示す。示される実施形態は、船上に載置された完全モジュール式プロセストレインを有する、一体キャリア３００である。これは、船舶が沿岸積荷ブイを使用可能にし（図１０参照）、貯蔵用の天然ガスを調製し、ＣＧＬ貨物を生産し、次いで、ＣＧＬ貨物を市場に輸送し、降荷中に、次の航行で再利用するために炭化水素溶媒をＣＧＬから分離し、天然ガス貨物を降荷ブイ／市場施設に移送することを可能にする。ガス田のサイズ、自然生産率、船舶容量、フリートサイズ、船舶訪問の数量および頻度、ならびに市場までの距離に応じて、システム構成が変化し得る。例えば、船舶の重複係留を伴う２つの積荷ブイは、連続的なガス田生産を保証するために必要とされる積荷間ガス田貯蔵の必要性を低減することができる。

上述のように、キャリア船３００は、例えば、冷蔵熱交換器モジュール３０４、冷蔵圧縮器モジュール３０６、および排出口洗浄器モジュール３０８を有する、モジュール化ガス積荷およびＣＧＬ生産システム３０２と、発電モジュール３１２、熱媒体モジュール３１４、窒素生成モジュール３１６、およびメタノール回収モジュール３１８を有する、モジュールＣＧＬ分画降荷システム３１０とを含む、モジュール化処理機器を有利に含む。船舶上の他のモジュールは、例えば、計量モジュール３２０と、ガス圧縮器モジュール３２２と、ガス洗浄器モジュール３２４と、流体置換ポンプモジュール３３０と、ＣＧＬ循環モジュール３３２と、天然ガス回収タワーモジュール３３４と、溶媒回収タワーモジュール３３６とを含む。船舶はまた、好ましくは、特殊任務モジュール空間３２６と、ガス積荷および降荷接続３２８とを含む。

図２０Ａ−２０Ｂは、ＣＧＬ生成物を生産するようにプロセストレインを担持する、積荷バージ４００の一般的な配設を示す。経済の均衡は、船舶の選択フリート用のプロセス機器を処理機器を共有する必要性を決定付けてもよい。生産ガス田に繋留される単一の処理バージは、「シャトル船」として構成される一連の船舶としての機能を果たすことができる。連続的な積荷／生産がガス田の運用に重要であり、送達サイクルにおける臨界点が輸送船到着のタイミングを伴う場合、一体スイングまたはオーバーフロー、緩衝または生産スイング貯蔵能力を伴うガス処理船が、単純積荷バージ（ＦＰＯ）の代わりに利用される。それに対応して、シャトル輸送船は、図２３Ａ−２３Ｂ通りに構成される降荷バージによって、市場側で使用可能にされる。それにより、カスタムフリートの中の全船舶上の積荷および降荷プロセストレインのための資金を提供する負担は、航行の積荷および降荷点で係留される船舶上にこれらのシステムを組み込むことによって、全体的なフリート費用から除去される。

積荷バージ４００は、好ましくは、ＣＧＬ生成物貯蔵モジュール４０２およびモジュール化処理機器を含み、例えば、ガス計量モジュール４０８、モル篩モジュール４１０、ガス圧縮モジュール４１２、ガス洗浄器モジュール４１４、発電モジュール４１８、燃料処理モジュール４２０、冷却モジュール４２４、冷蔵モジュール４２８および４３２、冷蔵熱変換モジュール４３０、および排出口モジュール４３４を含む。加えて、積荷バージは、好ましくは、特殊任務モジュール空間４３６と、溶媒をキャリアから受容するためのライン４０５およびＣＧＬ生成物をキャリアに輸送するためのライン４０６を伴う積荷ブーム４０４と、ガス受容ライン４２２と、ヘリポートおよび制御センター４２６とを含む。

市場需要の変化ならびに天然ガス供給およびＮＧＬのスポット市場の価格決定に従って、任意の数の港へ送達する融通性は、天然ガスをそのＣＧＬ貨物から降荷し、次の航行での使用に備えて炭化水素溶媒を船上貯蔵に再循環させるために、個々の船舶が内蔵型であるように構成されることを要求する。そのような船舶は、現在、選択された港の個々の市場仕様を満たすように、交換可能なガス混合物を送達する融通性を有する。

図２１Ａ−Ｃは、ＣＧＬ生成物の貯蔵および降荷バージへの降荷のために構成された新築船舶５００を示す。船舶は、格納システムおよびその内容物の貨物の考慮を中心として構築される。好ましくは、船舶５００は、前方操舵室位置５０４と、主に乾舷甲板より上側の格納場所５１１と、下側のバラスト５０５とを含む。格納システム５０６は、１つよりも多くの貨物ゾーン５０８Ａ−Ｃに分割することができ、そのうちのそれぞれには、船舶５００の側面の縮小破砕帯５０３が与えられる。船舶構造と結びついた相互係止束フレーミングおよび箱状設計が、この建築法の解釈を可能にし、船体の体積の最大限の使用が貨物空間専用になることを可能にする。

船舶５００の後部では、改造船舶の船上で利用可能となるよりも小さい領域中での必要なプロセス機器のモジュール式の配置ために、甲板空間が提供される。モジュール化した処理機器は、例えば、置換流体ポンプモジュール５１０、冷蔵コンデンサモジュール５１２、冷蔵洗浄器およびエコノマイザモジュール５１４、燃料処理モジュール５１６、冷蔵圧縮器モジュール５２０、窒素発生器モジュール５２２、ＣＧＬ生成物循環モジュール５２４、水処理モジュール５２６、および逆浸透水モジュール５２８を含む。示されるように、ＣＧＬ生成物格納システム５０６用の格納取付具は、好ましくは、水線よりも上側にある。１つ以上のモジュールを含むことができる、格納システム５０６の格納モジュール５０８Ａ、５０８Ｂ、および５０８Ｃは、１つ以上の格納船倉５３２の中に位置付けられ、窒素フードまたはカバー５０７内に封入される。

図２２を参照すると、格納船倉５３２を通した船舶５００の断面図は、好ましくは、船舶５００の全体幅の約１８％に縮小される、衝撃吸収帯５０３、バラストおよび置換流体貯蔵領域５０５、船倉５３２内に位置付けられた積層格納パイプライン束５３６、およびパイプライン束５３６を封入する窒素フード５０７を示す。描写されるように、全てのマニホールド５３４は、パイプライン束５３４より上側にあり、全ての接続が水線ＷＬよりも上側にあることを確実にする。

図２３Ａ−２３Ｂは、ＣＧＬ生成物を分離するようにプロセストレインを担持する、降荷バージ６００の一般的な配設を示す。降荷バージ６００は、好ましくは、例えば、天然ガス回収カラムモジュール６０８、ガス圧縮モジュール、ガス洗浄器モジュール６１４、発電モジュール６１８、ガス計量モジュール６２０、窒素生成モジュール６２４、蒸留支援モジュール６２６、溶媒回収カラムモジュール６２８、および冷却モジュール６３０、排出口モジュール６３２を含む、モジュール化処理機器を含む。加えて、降荷バージ６００は、描写されるように、ヘリポートおよび制御センター６４０と、天然ガスを市場輸送パイプラインに輸送するためのライン６２２と、キャリア船からＣＧＬ生成物を受容するためのライン６０５および溶媒をキャリア船に戻すためのライン６０６を含む降荷ブーム６０４とを含む。

図２４Ａ−２４Ｃは、降荷構成を伴う関節動作型タグ・バージシャトル７００の一般的な配設を示す。バージ７００は、格納システムおよびその内容物の貨物の考慮を中心として構築される。好ましくは、バージ７００は、ピン７１４およびハシゴ７１２構成を通してバージ７０１に連結されたタグ７０２を含む。１つ以上の格納領域７０６は、主に乾舷甲板より上側に提供される。バージ７０１の後部は、改造船の船上で利用可能となるよりも小さい領域中での必要なプロセス機器のモジュール式の配置ために、甲板空間７０４が提供される。バージ７００はさらに、降荷ブイ２１および収容ライン７０８に連結されることが可能な降荷ライン７１０を含む、降荷ブームを備える。

開示された実施形態は、有利に、実施形態と関連付けられる低いプロセスエネルギー需要により、ガス田で生産されるガスのさらに大部分を市場で入手可能にする。プロセスエネルギーの全てを、ガス田で生産される天然ガスの単位ＢＴＵ含有量に対して測定できると仮定して、ＬＮＧ、ＣＮＧ、およびＣＧＬプロセスシステムのうちのそれぞれの要件の内訳率を表す尺度は、表３で以下に示されるように一覧にすることができる。

前述のシステムのうちのそれぞれが１０８５ＢＴＵ／ｆｔ３という高熱値（ＨＨＶ）から始まる場合、ＬＮＧプロセスは、ＮＧＬの抽出を通した輸送のために、ＨＨＶを１０１５ＢＴＵ／ｆｔ３まで低減する。ＬＮＧの場合について、条件を平等にするために、抽出されたＮＧＬのエネルギー含有量を急増して認める、構成ＢＴＵが含まれる。９７５０ＢＴＵ／ｋＷ．ｈｒの発熱率が、全ての場合において使用される。

ＮＧＬを控除して、ＬＮＧ処理は、合計でＢＴＵの市場送達の８５％の総価値になり、本明細書で説明される実施形態の送達可能な量よりも依然として少ない。結果は、個々の技術にとって一般的である。表３で提供されるデータは、ＬＮＧについてはＺｅｕｓ Ｅｎｅｒｇｙ Ｃｏｎｓｕｌｔｉｎｇ Ｇｒｏｕｐによる第三者報告（２００７）、ＣＮＧについてはＢｉｓｈｏｐの特許第６６５５１５５号、ＣＧＬについてはＳｅａＯｎｅ Ｍａｒｉｔｉｍｅ Ｃｏｒｐ．による内部研究を情報源とした。

全体として、開示された実施形態は、それらの種々の構成の全てにおいて、これまでＬＮＧまたはＣＮＧシステムのいずれか一方によって提供されてきたよりも、遠隔にあるとともに開発された天然ガス貯留地にアクセスするための機器の実用的かつ早急な開発を提供する。必要とされる材料は、外来性ではなく、標準的な油田源から容易に供給し、世界中の多数の産業地で製造することができる。

図２５を参照すると、液体貯蔵溶液ＣＧＬとなるように、ガス源８１０から原ガスを採取する積荷プロセストレイン８００上で使用される、一般的な機器が示されている。描写されるように、モジュール式接続点８０１、８０９、および８１７は、図２０Ａおよび２０Ｂで描写される積荷バージ４００および図１９Ａ−１９Ｃで描写される一体キャリア３００上の積荷プロセストレインが、多くが「非一般的」と見なされる、多種多様な世界中のガス源に応じることを可能にする。描写されるように、ガス源８１０から受容される「一般的な」原ガスは、分離器船８１２に送供され、そこで、沈下、塞流、または遠心作用が、より重い凝縮物、固体粒子、および地層水をガス流から分離する。ガス流自体は、モジュール式接続点８０１における開いたバイパス弁８０３を通過して脱水船８１４に至り、そこで、グリコール液中の吸収によって、または充填乾燥剤中の吸着によって、残りの水蒸気が除去される。次いで、ガス流は、ＮＧＬの抽出のために、モジュール式接続点８０９および８１７における開いたバイパス弁８１１および８１９を通過してモジュール８１６に至る。これは、一般的には、圧力の低下が冷却を引き起こし、ガス流からのＮＧＬの副産物をもたらす、ターボエキスパンダである。代替として、油吸収システムを使用する旧来の技術をここで使用することができる。次いで、天然ガスは、ＣＧＬ液体貯蔵液を調製するように調整される。ＣＧＬ溶液は、上記の図２Ａに関して論議されるように、ガス流を冷蔵し、それを静的ミキサ内で炭化水素溶媒に導入することによって、混合トレイン８１８内で生産される。結果として生じるＣＧＬのさらなる冷却および圧縮が、貯蔵のために生成物を調製する。

しかしながら、付加的な分離器容量を分離器機器８１２に提供することによって、高含量凝縮物を伴うガスを取り扱うことができる。ＣＯ２およびＨ２Ｓ、塩化物、水銀、および窒素等の望ましくないレベルの酸性ガスを伴う天然ガス混合については、モジュール式接続点８０１、８０９、および８１７におけるバイパス弁８０３、８１１、および８１９を必要に応じて閉じることができ、それぞれバイパスステーション８０１、８０９、および８１７において示される関連分岐配管および隔離弁８０５、８０７、８１３、８１５、８２１、および８２３と結び付けられた、選択的に取り付けられたプロセスモジュール８２０、８２２、および８２４を通してガス流を送ることができる。例えば、許容されないレベルの酸性ガスを含有する、ＳａｂａｈおよびＳａｒａｗａｋ等のマレーシア深海ガス田からの原ガスを、閉じたバイパス弁８０３の周囲に送り、開いた隔離弁８０５および８０７を通して送り、取り付けられたモジュール８２０の中で処理することができ、そこで、アミン吸収および鉄スポンジシステムが、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、および硫黄化合物を抽出する。水銀および塩化物を除去するためのプロセスシステムモジュールは、脱水ユニット８１４の下流に最適に位置付けられる。このモジュール８２２は、開いた隔離弁８１３および８１５を通して閉じたバイパス弁８１１の周囲に送られたガス流を採取し、ガラス化プロセス、分子篩、または活性炭素フィルタを備える。メキシコ湾のいくつかの地域で見出されるような高レベルの窒素を伴う原ガスについては、ガス流は、閉じたバイパス弁８１９の周囲に送られ、開いた隔離弁８２１および８２３を通して送られ、ガス流から窒素を除去するように、好適な容量の選択されたプロセスモジュール８２４に天然ガスを通過させる。利用可能なプロセスの種類は、膜分離技術、吸収／吸着タワー、および船舶の窒素パージシステムおよび貯蔵事前冷却ユニットに取り付けられた極低温プロセスを含む。

上記で説明される抽出プロセスはまた、ＮＧＬモジュール８１６への第１段階を提供することもでき、東カタールのガス田で見出されるもの等の高液体混合を取り扱うために必要とされる付加的な容量を提供する。

前述の明細書では、その具体的の実施形態を参照して、本発明が説明されている。しかしながら、本発明の広範な精神および範囲から逸脱することなく、種々の修正および変更がそれに行われてもよいことが明白となる。例えば、読者は、本明細書に説明される処理フロー図に示される処理動作の特定の順序および組み合わせは、単なる例示にすぎず、特に定めのない限り、本発明は、異なる処理動作または追加の処理動作、あるいは異なる処理動作の組み合わせまたは順序を使用して行うことができることを理解するであろう。別の実施例として、一実施形態の各特徴は、他の実施形態に示される他の特徴と組み合わせ、適合させることができる。当業者に知られる特徴および処理は、同様に、必要に応じて統合されてもよい。追加として、および明らかに、特徴は必要に応じて追加または控除されてもよい。したがって、添付の請求項およびそれらの相当物を考慮することを除いて、本発明は制限されるものではない。

Claims (24)

1. 天然ガスを炭化水素溶媒と混合することにより、同じ貯蔵条件における圧縮天然ガスよりも大きい貯蔵密度での貯蔵および輸送に適した液体媒質をもたらすためのシステムであって、
   天然ガスを受容するための入口と、出口とを有する、計量システム、
   該計量システムの出口に接続された入口を有する、ミキサ、
   該ミキサの該入口に接続された、溶媒注入ライン、
   ガス監視ユニットであって、該ガス監視ユニットは、該ミキサ内で組み合わされて単相液体媒質とされる該天然ガスと液体炭化水素溶媒のガス組成を決定するように構成されており、該単相液体媒質は、該液体炭化水素溶媒中に吸収された該天然ガスを含み、該天然ガスが、変動組成の２種以上のガスを含む、ガス監視ユニット、および
   該計量システム、該ガス監視ユニットおよび該溶媒注入ラインに接続された、溶媒オプティマイザコントローラであって、該溶媒オプティマイザコントローラは、該ミキサ内で該天然ガスと組み合わされる該液体炭化水素溶媒のモルパーセントを、該天然ガスのガス組成、該液体炭化水素溶媒のガス組成、そして、貯蔵圧力および温度の条件に応じて調整し、該単相液体媒質が貯蔵されるように設定された圧力および温度に対する該単相液体媒質の該天然ガスの貯蔵密度を、同じ圧力および温度に対する圧縮天然ガスの貯蔵密度を超える貯蔵密度に最適化するように構成されたプロセッサを備える、溶媒オプティマイザコントローラ
   を備える、システム。
2. 前記溶媒オプティマイザコントローラの前記プロセッサがさらに、−８０°Ｆから約−１２０°Ｆの間の範囲内の貯蔵温度および５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇの間の範囲内の貯蔵圧力に対する前記単相液体媒質の前記天然ガスの前記貯蔵密度を最適化するように構成される、請求項１に記載のシステム。
3. 請求項１に記載のシステムであって、さらに、
   前記単相液体媒質を、−８０°Ｆから約−１２０°Ｆの間の範囲内の貯蔵温度に冷却するように構成された熱交換器、および
   該単相液体媒質を、５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇの間の範囲内の貯蔵圧力に圧縮するように構成されたポンプ
   を備え、ここで、該単相液体媒質の前記天然ガスの前記貯蔵密度は、同じ圧力および温度に対する圧縮天然ガスの貯蔵密度を超える、システム。
4. 前記ミキサが静的ミキサである、請求項１に記載のシステム。
5. 前記溶媒注入ラインが、溶媒流量計および溶媒流量制御弁を備え、該溶媒流量計および該溶媒流量制御弁が、前記溶媒オプティマイザコントローラに接続される、請求項１に記載のシステム。
6. 前記計量システムがさらに、該計量システムの前記入口および出口の間に置かれた複数の個々の計量管を備え、該複数の個々の計量管のそれぞれの中には流量計および流量センサのうちの一方が配置されており、前記溶媒オプティマイザコントローラが、該流量計および流量センサのうちの一方のそれぞれに接続される、請求項１に記載のシステム。
7. 前記ガス監視ユニットが、前記計量システムより前の位置、および、該計量システムと前記ミキサの間の位置のうちの一方から受容した前記天然ガスの組成を決定するように構成される、請求項１に記載のシステム。
8. 前記ガス監視ユニットが、前記溶媒注入ライン内の前記流量計より前の位置から受容した前記液体炭化水素溶媒の組成を決定するように構成される、請求項７に記載のシステム。
9. 前記炭化水素溶媒が、エタン、プロパン、ブタン、ならびに、エタン、プロパンおよびブタン成分のうちの２つ以上の組み合わせ、のうちの１つである、請求項１に記載のシステム。
10. 前記天然ガスがメタンである、請求項１に記載のシステム。
11. 前記炭化水素溶媒がエタン（Ｃ２）であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比が約２７０から約４１４までの範囲内にある、請求項１に記載のシステム。
12. 前記炭化水素溶媒がプロパン（Ｃ３）であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比が約１９６から約４２３までの範囲内にある、請求項１に記載のシステム。
13. 前記炭化水素溶媒がブタン（Ｃ４）であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比が約１５８から約４２３までの範囲内にある、請求項１に記載のシステム。
14. 前記炭化水素溶媒が、７５％Ｃ３対２５％Ｃ４のプロパンバイアスを有する天然ガス液体（ＮＧＬ）溶媒であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約１８７から約４２３までの範囲内にある、請求項１に記載のシステム。
15. 前記炭化水素溶媒が、７５％Ｃ４対２５％Ｃ３のブタンバイアスを有する天然ガス液体（ＮＧＬ）溶媒であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約１６７から約４２３までの範囲内にある、請求項１に記載のシステム。
16. 前記溶媒オプティマイザコントローラの前記プロセッサがさらに、所定の貯蔵温度および圧力における前記単相液体媒質中の前記天然ガスの所定の正味体積比を達成するための該単相液体媒質の目標溶媒−対−ガス比を計算するように構成される、請求項１に記載のシステム。
17. 前記溶媒オプティマイザコントローラの前記プロセッサがさらに、一定範囲の貯蔵温度および圧力ならびに溶媒−対−ガス比にわたる前記単相液体媒質中の前記天然ガスの正味体積比を計算し、該単相液体媒質中の該天然ガスの該正味体積比を最大化する溶媒−対−ガス比を決定することによって、前記目標溶媒−対−ガス比を計算するように構成される、請求項１６に記載のシステム。
18. 前記溶媒オプティマイザコントローラの前記プロセッサがさらに、
    前記単相液体媒質を貯蔵温度に冷却する前に、該単相液体媒質の溶媒−対−ガス比を測定し、
    該単相液体媒質の該測定された溶媒−対−ガス比を、該単相液体媒質の前記目標溶媒−対−ガス比と比較し、そして、
    前記天然ガスと組み合わされる前記液体炭化水素溶媒のモルパーセントを、該単相液体媒質の該目標溶媒−対−ガス比を満たすように、該単相液体媒質の該測定された溶媒−対−ガス比に応じて調整する
    ように構成される、請求項１７に記載のシステム。
19. 前記溶媒オプティマイザコントローラの前記プロセッサがさらに、前記天然ガスと組み合わされる前記液体炭化水素溶媒のモルパーセントを、該液体炭化水素溶媒のモルパーセントの増大が、前記単相液体媒質が貯蔵されるように設定された圧力および温度に対する該単相液体媒質の前記天然ガスの前記貯蔵密度の増大を生じないレベルに調整するように構成される、請求項１に記載のシステム。
20. 請求項３に記載のシステムであって、さらに、
    同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える、前記単相液体媒質中の前記天然ガスの貯蔵密度を伴う貯蔵圧力および温度において、前記炭化水素ガス溶媒中に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を貯蔵するように適合された格納システム
    を備え、ここで、該格納システムは、−８０°Ｆ未満から約−１２０°Ｆまでの範囲内の温度および５００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇまでの範囲内の圧力において該単相液体媒質を貯蔵するように適合される、システム。
21. 前記格納システムが、ループパイプラインシステムを備える、請求項２０に記載のシステム。
22. 前記ループパイプラインシステムが、３００ｐｓｉｇから９００ｐｓｉｇまでの範囲内の圧力において前記単相液体媒質を貯蔵するように適合される、請求項２１に記載のシステム。
23. 前記ループパイプラインシステムが、温度と圧力を制御するように適合された再循環施設を備える、請求項２１に記載のシステム。
24. 前記ループパイプラインシステムが、隣接するパイプ間の蛇行流体流パターンのために構成される、請求項２１に記載のシステム。