CN101878151A - 用于储存和运输轻烃液态介质中的天然气的综合系统 - Google Patents

用于储存和运输轻烃液态介质中的天然气的综合系统 Download PDF

Info

Publication number
CN101878151A
CN101878151A CN2009801011335A CN200980101133A CN101878151A CN 101878151 A CN101878151 A CN 101878151A CN 2009801011335 A CN2009801011335 A CN 2009801011335A CN 200980101133 A CN200980101133 A CN 200980101133A CN 101878151 A CN101878151 A CN 101878151A
Authority
CN
China
Prior art keywords
natural gas
liquid product
barge
gas liquid
compression
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN2009801011335A
Other languages
English (en)
Inventor
布鲁斯·豪尔
伊恩·莫里斯
托卢洛普·奥基基奥卢
托马斯·里戈洛
克普·伍德拉夫
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Haiyi Holding Company Limited
Original Assignee
SeaOne Maritime Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by SeaOne Maritime Corp filed Critical SeaOne Maritime Corp
Publication of CN101878151A publication Critical patent/CN101878151A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
    • B63B27/24—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers of pipe-lines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
    • B63B27/14—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers of ramps, gangways or outboard ladders ; Pilot lifts
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C11/00—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels
    • F17C11/007—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels for hydrocarbon gases, such as methane or natural gas, propane, butane or mixtures thereof [LPG]
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B2025/087—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid comprising self-contained tanks installed in the ship structure as separate units
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/4473—Floating structures supporting industrial plants, such as factories, refineries, or the like
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/448—Floating hydrocarbon production vessels, e.g. Floating Production Storage and Offloading vessels [FPSO]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0192—Propulsion of the fluid by using a working fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

公开了用于装载、处理和调节未加工的生产气体的系统和方法，用于生产、储存和运输保存在轻烃溶剂内的天然气的液体溶液的系统和方法，以及用于将符合管道外输标准的天然气或分馏产品传送至市场的系统和方法。运输船利用基于管道的容载系统，以保存比相同条件下对于天然气来说是可达到的液体溶液的压缩组分更为紧密压缩的组分。提供了用于对来自容载系统的液体溶液进行装载、运输和卸载，并随后卸载气态的天然气的处理系统。这些系统适用于选择性地储存和运输液化天然气(NGL)以提供用于天然气和相关联的气体产品的移动的整个服务包。储存的模式对于海运和陆路运输均是适合的并被构造成模块化的形式以适应操作的特殊应用和/或规模。

Description

用于储存和运输轻烃液态介质中的天然气的综合系统
技术领域
于此所述实施方式涉及用于从偏远的储藏地运输的天然气的收集，并且，更具体地说，涉及利用构造成用于浮动工作船、平台和运输船的模块化的储存和处理设备的系统和方法，以产生一种应对供应链的特殊要求的总体解决方案，使得偏远的储藏地、具体地说是其规模被天然气工业界视为是“难于取舍的”或“偏远的”储藏地的快速经济发展能够通过一种不由液化天然气(LNG)或压缩天然气(CNG)系统支持的方式来实现。
背景技术
主要通过陆地上的管道移动天然气。在通过管道移动该产品是不切实际的或者价格奇高的地方，LNG海运系统已经为规模在一定界限之上的储藏地提供了一种解决方案。随着规模越来越大的装置的经济性反应出实施LNG系统越来越昂贵，该工业已经离开较小的且储量最为丰富的储藏地。这些储藏地中的许多地处偏远，利用LNG系统进行开发已是不经济的。近年来，陆上环境的恶化和安全问题已同样导致阻遏了浮动LNG(FLNG)生产设施、船载深水再气化和卸载处理链以及装配至某些船的储存器方面的创新—都以附加的资金为代价。通过求助于相关的加压LNG(PLNG)技术从简化LNG运输/处理循环中寻求节省还尚未在工业中实现。
对于如图2中所示的LNG系统40，来自气田12的未加工天然气流进入LNG生产厂42，在该LNG生产厂42中，首先必需对天然气流进行预处理以去除诸如CO2，H2S以及其它含硫化合物、氮和水的杂质。通过去除这些杂质，在冷冻天然气时就不会形成固体。此后，在-265℉的低温条件和大气压下去除较重的冷凝物，该较重的冷凝物为C为正二价的(C2+)烃。所得到的LNG主要(至少90％)由甲烷组成，同时C2+和天然气液体(NGL)需要一种分离的处理和运输系统。对于商业运作规模的LNG生产厂42需要数目高达数十亿美元的预付资金，且绝大部分是陆基的。这些工厂还需要低温储存设施43，从该低温储存设施43中将LNG泵送到达附近停靠点处的船载LNG承载船44上。
LNG承载船44是专门建造的低温天然气承载船，其运输17密度为天然气在大气条件下的密度的600倍的液化天然气产品。LNG承载船44的船队往返服务到达航线市场端处的LNG接收和处理终端46，这通常需要低温储存设施45。这些终端46接收LNG，在将其压缩且冷却47至输送管道26的入口压力并随后将天然气注入48到将天然气传送至市场的输送管道26中之前，将其储存并再加热至大气温度。
工业界近期从事的工作试图通过在气田处采用浮动LNG液化站以及储存器，并在LNG承载船上安装船载再气化设备用于将离岸天然气卸载至具有相对的陆基LNG接收和处理终端的邻近市场位置，来改进传送能力。为了通过简化处理要求而进一步降低能耗，使用加压LNG(PLNG)再一次进入工业界的考虑之中，用于在LNG工业整体的成本急剧上升的时代改进经济性。
为设法满足需求不断增长的世界市场的要求，在过去的十年中，CNG运输系统的出现已经给出了许多建议。然而，在该同一时期中，仅存在以有意义的规模投入到全商业服务中的一个小型系统。CNG系统天生就同设计规范相冲突，该设计规范针对运行压力规定了容载系统的壁厚。压力越高，在减少返出物的情况下，所储存的气体的密度就越高——然而，“气体的质量对容载材料的质量”的限制已经迫使工业界在另一个方向上在与CNG容载和处理设备有关的资金方面寻求经济上的改进。
在美国专利第6,655,155号(Bishop)中所讨论的工作是寻求改进货物(气)质量与容载质量之比的方向的示例。在Bishop看来，将渐增的压力视为是有限度的，并且Bishop所建议的在避免气体的液相的同时，降低温度并使气体移动到密相状态(如在现有技术中由其它人所述的那样)的思想是有益的。
对于CNG系统50，如图3中所示，为了再次寻求更好的经济性，通常将较不严格的处理系统用于首先从自气田12接收的未加工天然气流中去除水、CO2和H2S(当存在时)，以产生由符合管道外输标准的天然气和适于市场销售的天然气液体(NGL)构成的流。在离开处理厂时，在被装载到CNG船54上之前，压缩并冷却/冷冻53该天然气流。通常采用多种模式将CNG装载到容载船或箱中，包括使用取代流体。Bishop建议根据温度要求，使用纯乙二醇或纯甲醇作为合适的取代流体。
在CNG的海运17期间，CNG运输船54上的CNG容载箱通常在低到-34℉的温度下并在1400磅/平方英寸(psig)到3600psig的压力下工作。(用作车用燃料的少量天然气的封装采用约10,000psig的压力以获得实用的储存容积)。一般来说，针对商业化的大量运输所提出的设计意欲以密度为天然气在大气条件下的密度的200到250倍来运送该产品。在低温高压的条件下，接近于大气数值的300倍的密度是可能的，同时伴随有用于压缩和冷却的更高的能量需求以及用于容载容器的更厚的壁的要求。
于接收终端卸载CNG需要多种解决方案以确保将产品从容载容器中完全抽空或传送出。这些抽空解决方案从取代流体57的简洁使用、利用或不利用清管作业到均衡放空56，并到使用用于最终排空的耗能的吸除系统压气机55的范围内变动。不得不添加热量(如有需要随同NGL抽取58一起)以补偿天然气的初始膨胀冷却，随后如果需要则提供压缩冷却59用于注入24到输送管道26或储存容器25中。
然而，Bishop描述的改进的CNG返回物的货物密度仍无法达到通过结合如在美国公开专利申请第20060042273号中略述的、用于产生并储存天然气与轻烃溶剂的液相混合物的方法的用于液态储存方法的较低处理能量所能够达到的情况，将该申请以参引的方式结合入本文中。天然气与轻烃溶剂的液相混合物在下文中被称为压缩天然气液体(CGL)产品。
然而，当前用于天然气生产和运输至市场的解决方案或公共设施趋向于具有普适性的一种规模，且并不倾向于提供偏远的偏远的或难于取舍的天然气储藏地的经济发展。因此，所希望的是，提供如下系统和方法，该系统和方法有助于通过不由液化天然气(LNG)或压缩天然气(CNG)系统支持的方式实现偏远的或难于取舍的储藏地的经济发展。
发明内容
于此提供的是涉及利用模块化的储存和处理设备的系统和方法的示例性的实施方式，该模块化的储存和处理设备能够可扩展地构造成用于浮动工作船、平台和运输船以产生一种应对供应链的特殊要求的总体解决方案，使得偏远的储藏地、具体地说是其规模被天然气工业界视为是“难于取舍的”或“偏远的”储藏地的快速经济发展能够通过一种不由液化天然气(LNG)或压缩天然气(CNG)系统支持的方式来实现。于此所述的系统和方法以一种商业模式向储藏地所有者提供了完整的价值链，这种商业模式包括了对未加工生产气体进行处理、调节、运输并作为符合管道外输标准的气体或分馏产品而传送到市场——这不同于LNG和CNG的商业模式。此外，于此所述的系统和方法使得未加工的生产气体可以被装载、处理、调节、运输(以液体形式)并作为符合管道外输标准的天然气或分馏产品而被运送至市场，并且为目前链接于LNG(液体天然气)系统的气源提供免费赠送的天然气服务。它还能按照工业需求的要求进行服务以运输NGL。
所公开的实施方式提供了一种可扩展化的方法，该方法包括：接收未加工的生产气体或者未完全调节的气体，调节CGL生产，将该CGL产品运输至市场，在该市场中，将符合管道外输标准的气体或分馏产品以比CNG或LNG系统利用更少能量的方式进行传送，并给出了比由CNG系统所提供的更好的用于天然气组分的货物质量与容载质量之比。
所属领域技术人员将通过对于下列附图及详细说明的研究而理解本发明的其它系统、方法、特征和优点。
附图说明
本发明的包括制造、结构和操作的细节，可以通过研究附图部分地收集获知，在附图中相似的附图标记指代相似的部件。附图中的部件无需按照规定比例绘制，而是将重点放在说明本发明的原理上。此外，所有的说明均意欲传达思想，在说明中，可示意性地而非照字面地或精确地说明相对的尺寸、形状及其它细部特征。
图1A和1B是CGL系统的示意图，该CGL系统使未加工生产的气体能够被装载、处理、调节、运输(以液体形式)并作为符合管道外输标准的天然气或分馏产品而被运送到市场。
图2是LNG生产、运输和处理系统的示意图。
图3是CNG生产、运输和卸载系统的示意图。
图4A是用于生产CGL产品并将该CGL产品装载到管道容载系统中的过程的流程示意图。
图4B是用于从容载系统卸载CGL产品并将该CGL产品的天然气和溶剂分离开的过程的流程示意图。
图5A是示出了用于将CGL产品装载到容载系统中的取代流体原理的示意图。
图5B是示出了用于将CGL产品卸载出容载系统的取代流体原理的示意图。
图6A是管组的实施方式的端视图，示出互连的配件。
图6B是管组的另一实施方式的端视图，示出了互连的配件。
图6C是示出了并排联接在一起的多个管组的端视图。
图7A-7C分别是管组支撑构件的侧视图、细部视图和立体图。
图8A-8D分别是容载管路的捆扎框架的侧视图、分割后的剖面图(沿图8A中的线8B-8B获得)、平面图和立体图。
图9是越过船舱的互锁的堆叠管束的俯视平面图。
图10A是示出了用于部分装载NGL的容载系统的应用的示意图。
图10B是示出了未加工天然气被处理、调节、装载、运输(以液体形式)并作为符合管道外输标准的天然气和分馏产品被传送到市场的流程示意图。
图11A-11C分别是带有集成的承载船构造的改装船的侧视图、平面图和船首剖面图。
图12A-12B分别是具有生产气体处理能力、生产气体调节能力和CGL生产能力的装载驳船的侧视图和平面图。
图13A-13C分别是具有CGL产品运送能力的新建往返船的主视图、侧视图和平面图。
图14是新建船的储存区(沿图13A中的线14-14获得)的横断面视图，示出了干舷甲板与减小的挤压区的相对位置。
图15A-15B分别是具有分馏及溶剂回收能力的卸载驳船的侧视图和平面图。
图16A-D分别是具有CGL往返和产品运送能力的组装拖驳船的侧视图、平面图和细部视图。
图17是示出了正通过模块化的装载处理链被处理的未加工气体的流程示意图。
具体实施方式
在下列说明中提供的实施方式涉及一种根据CGL生产和容载建造的总的输送系统，更具体地说，涉及利用模块化的储存和处理设备的系统和方法，该模块化的储存和处理设备能够以可扩展的方式构造成用于浮动工作船、平台和运输船，以产生针对供应链的特殊需求的总体解决方案，这使得偏远的储藏地的快速经济发展能够通过不由液化天然气(LNG)或压缩天然气(CNG)系统所支持的方式来实现，该偏远的储藏地具体来说是其规模被天然气工业界视为是“难于取舍的”或“偏远的”储藏地。于此所述的系统和方法以一种商业模式向储藏地所有者提供了完整的价值链，这种商业模式包括了对未加工生产气体进行处理、调节、运输并作为符合管道外输标准的气体或分馏产品而传送到市场——这不同于LNG和CNG的商业模式。
此外，CNG和LNG系统所需要的特殊过程和设备对于基于CGL的系统来说并不需要。容载系统的操作规程和建造布局同样有利地使纯乙烷及NGL产品能够在确保混合运输的情况下储存在船的分区或舱中。
根据优选实施方式，如图1A中所示，通过安装在于气田12和气体市场位置处工作的驳船14和20上的处理模块来提供天然气制备、混合、装载、储存及卸载CGL产品的方法。对于CGL产品在气田12与市场之间的运输17来说，运输船或CGL承载船16优选地是根据由需求和距离的市场营销以及环境运行条件所选定的特建船、改造船或者组装或标准驳船。
为了容载CGL货物，容载系统优选地包括套置在承载在船上的冷冻环境内的适当位置中的碳钢的、管道规格的、空心网络。管基本上形成通过阀和歧管分段的连续的一系列平行的蛇形环。
船的布局通常分为一个或多个包括模块化的斜框架的隔离开且有遮蔽的货舱，每个货舱承载几束套置好的储存管，这些储存管首尾相连以形成单一连续的管道。将设置在货舱中的容载系统封住使得冷冻的氮流或层能够循环以使货物在整个航行中维持于其所需要的储存温度。该氮还提供了惰性缓冲区，可以对其进行监控发现来自容载系统的CGL产品泄漏。在发生泄漏的情况下，歧管连接件设置成使得在不放空整个舱的情况下，可将任何泄漏中的管柱或管束分段、隔离并连通至应急燃烧器并继而利用氮予以清洗。
在传送点或者市场位置处，使用取代流体将CGL产品从容载系统中全部卸载，该容载系统不同于LNG系统和大多数的CNG系统，不会遗留“剩余液”或者“残液”量的气体。随后使卸载的CGL产品在容载系统外的低温处理设备中降压，在该低温处理设备中，天然气组分的分馏开始。轻烃液体的分离处理使用标准分馏链来完成，并且考虑到海运的稳定性，精馏器段和汽提塔(stripper)段分为两个剖面较低的容器(lower profilevessels)。
小型模块化的薄膜分离器也可以被用于从CGL中提取溶剂。该分离过程分离出天然气并使其能在回收溶剂流体的同时被调节至市场规格。
满足BTU和沃泊(Wobbe)指数要求的对于诸如乙烷、丙烷和丁烷的微量轻烃组分的微调控制产生符合市场规格的天然气混合物以用于直接卸载至与岸上储存器和输送设施相连的浮筒。
烃溶剂被返回至船储存器，且可将天然气的市场调整之后的任何额外的C2、C3、C4+和C5+组分分别作为分馏产品或归属于货主的增值给料供给予以卸载。
对于乙烷和NGL运输或容载管路的部分装载运输、分段还允许货舱空间的一部分能够被用于专门的NGL运送或者能够被隔离开以用于容载系统的部分装载或压舱物装载。乙烷、丙烷和丁烷的临界温度和特性允许对利用所保留的CGL容载组分的这些产品进行液相装载、储存和卸载。容器、驳船和浮筒可以利用互连的通用或者特制的模块化的处理设备而容易地被定制以达到此目的。在市场规格要求加浓产品的情况下，丙烷馏除器和丁烷馏除器模块、或者卸载设施在船载容器上的可用性允许在执行处理方案的同时予以传送。
如图1A中所示，在CGL系统10中，将来自气田源12的天然气优选地通过海底管路11传送至海底收集器13，随后被装载到装配用于CGL产品生产和储存的驳船14上。随后将CGL产品装载15到CGL承载船16用于海运17到市场目的地，在该市场目的地，将它卸载18至装配用于CGL产品分离的第二驳船20。一旦被分离开，就将CGL溶剂返回19至CGL承载船16，并将天然气卸载至卸载浮筒21，并随后通过海底管路22传送至岸上，在岸上将它注入24到气体输送管路系统26和/或如果需要的话，注入到岸上储存器25。
装配用于生产和储存的驳船14和装配用于分离的驳船20能够方便地被重定位于如由合同、市场和气田条件所确定的不同的天然气源和气体市场目的地。驳船14和船20的具有模块化组件的构造能因此根据需求进行装备以适应航线条件、气田条件、市场条件或合同条件。
在替代实施方式中，如图1B中所示，CGL系统30包括集成的CGL承载船(CGLC)34，其装配用于未加工天然气的调节以及CGL产品的生产、储存、运输和分离，如在名为“天然气在液态介质中的大量运输和储存的方法”的美国专利第7,517,391号中所述的那样，将该专利以参引的方式结合入本文中。
图4A示出了过程100中的步骤和系统组成，该过程100包括CGL产品的生产和CGL产品在容载系统中的储存。对于CGL过程理100而言，首先利用简化的标准工业处理链来制备天然气流101以用于容载。将较重的烃与酸性气体、额外的氮气和水移除，以按照气田气组分的要求来满足管道规格。随后通过压缩、优选地在约1100psig到1400psig的范围内制备天然气流101用于储存，随后将其与轻烃溶剂102在静止混合器103中混合，而后将混合物在冷冻器104中冷冻至优选地为约-40℉或以下，以产生称之为CGL产品的液相介质。以参引的方式结合于本文中的美国公开专利申请第20060042273号描述了一种在约-40℉到约-80℉的温度条件下和约1200psig至约2150psig的压力条件下形成并储存CGL产品储备的方法。如下文参照表1和表2所讨论的那样，CGL产品优选地储存在约900psig到2150psig范围内的压力下和在约-40℉到-80℉范围内的温度下。
将CGL产品105在抵抗取代流体107的背压的情况下装载到容载管路106中，以使CGL产品105保持在液态。取代流体107的背压由插置于容载管路106与取代流体储存箱109之间的压力控制阀108控制。随着将CGL产品105装载到容载管路106，它取代该取代流体107，这导致它向储存箱109流动。
图4B示出了过程110中的步骤和系统组成，该过程110用于从容载系统卸载CGL产品并分离CGL产品的天然气和溶剂。为了从容载管路106卸载CGL产品105，取代流体107的流动被泵111反向以流入到容载管路106中，从而向蒸馏链113推动较轻的CGL产品105，该蒸馏链113具有用于将CGL产品105分离为天然气和溶剂组分的分离塔112。天然气从塔112的顶部出来并被传送至输送管道。溶剂从分离塔112的底部出来并流入到溶剂回收塔114，在该溶剂回收塔114中，将回收的溶剂返回117至CGL承载船。能够利用天然气BTU/Wobbe调整模块115获得市场规格的天然气。
如下表1中所示，在CGL系统中能够获得的天然气货物密度与容载质量之比优于在CNG系统中可获得的天然气货物密度与容载质量之比。表1提供了针对天然气储存的可比较的性能值，适用于此处说明的实施方式和由Bishop的文献所代表的CNG系统用于经检验合格的气体混合物。
表1
  系统及设计规范   CGL1CSA Z662-03   CGL2DNV极限状态   CNG1ASME B31.8   CNG2ASME B31.8
  储存混合物SG   0.7   0.7   0.7   0.7
  压力(psig)   1400   1400   1400   1400
  温度(℉)   -40   -40   -30   -20
  天然气密度(磅/英尺3)(lb/ft3)   12.848(净)   12.848(净)   9.200(净)17.276(总)   11.98
  容载管道外径(英尺)   42   42   42   42
  系统及设计规范   CGL1CSA Z662-03   CGL2DNV极限状态   CNG1ASME B31.8   CNG2ASME B31.8
  气体质量/每英尺管道长度(磅)(lb)   115.81   117.24   81.75(净)153.46(总)   103.2
  管道质量/每英尺管道长度(磅)   297.40   243.41   361.58   491.11
  货物与容载系统质量之比   0.39磅/磅(净)   0.48磅/磅(净)   0.22磅/磅(净)0.42磅/磅(总)   0.21磅/磅
表1中所示的混合物的比重(SG)值对于CGL产品混合物而言并非限制性的值。在这里作为一种实际的比较水平给出，以便将用于基于CGL系统性能的天然气储存密度与由Bishop的文献中所述的取得专利权的CNG技术所获得的最好的大型商业规模的天然气储存密度联系起来。
CNG 1值连同针对CGL 1与CGL 2的那些值一起同样示出SG为0.7的混合物内所包含的SG为0.6的天然气组分的“净”值，从而与以CNG2示出的纯CNG的情形的操作性能进行比较。表1中所示的SG为0.7的混合物包含与摩尔百分数为14.5％的丙烷当量组分。在自然界中发现该SG为0.7的混合物用于CNG 1运输系统的可能性是很小的，因此需要利用较重的轻烃来抑制天然气混合物以获得如Bishop所建议的用于CNG的密相混合物。另一方面且没有限制地，CNG处理故意产生一种在SG范围为0.7的该实例中所使用的产品以用于运输容载。
所示用于CGL 1、CGL 2和CNG 2系统的货物质量与容载质量的比值均为用于由每个系统所承载的符合市场规格的天然气的值。出于比较传送符合市场规格的天然气组分气体的所有技术的容载质量比的目的，推导出CNG 1储存的混合物的“净”组分。明显的是，受到气相及相关压力容器设计规范限制的CNG系统不能获得于此所述的实施方式使用CGL产品(液相)来传送符合市场规格的天然气所获得的货物质量与容载质量之比(天然气对钢)的性能指标。
下表2示出了CGL产品的容载条件，在该条件下，用于选定的储存压力和温度的溶剂比方面的变化改进了储存密度。通过在比前述更低的温度下使用更为适中的压力，并应用适用的设计规范，可以从表1中所示壁厚值中获得减小的壁厚值。超过之前所提出的用于CNG的值3.5倍的可达到的用于CGL产品的气体对钢的质量比的值由此是可获得的。
表2CGL在选定容载条件下质量比(磅气体/磅钢)(根据CSAZ662-03设计)
Figure GPA00001141912200111
图例：
Figure GPA00001141912200112
参见图5A和5B，示出了为烃工业所常用的、在适用于在本公开的实施方式中所使用的特制的水平筒形容载容器或管道的储存条件下使用取代流体的原理。在装载过程120中，通过在入口管线中设定为开启的隔离阀121，抵抗取代流体107的背压以保持CGL产品105处于其液态，将CGL产品105装载到容载系统106中。取代流体107优选地包括甲醇和水的混合物。隔离阀122在排放管道中被设定为关闭。
随着CGL产品105流动F进入容载系统106中，它取代该取代流体107，这导致该取代流体107流过设置在返回至取代流体箱109的管道中并被设定为开启的隔离阀124。回流管线中的压力控制阀127维持取代流体107在足够大的背压下以确保将CGL产品105在容载系统106中维持在液态。在装载过程期间，取代流体入口管线中的隔离阀125被设定为关闭。
一旦到达目的地，CGL容器或承载船就将CGL产品105从容载系统通过卸载过程132卸载，该卸载过程132利用泵126使得来自储存箱109的取代流体107的流动F反向通过开启的隔离阀125流至容载管束106，以便将较轻的CGL产品105朝CGL分离处理链129的分馏设备推入到处理汇管(header)。当将隔离阀122设定为开启时，抵抗控制阀123的背压，将在处理汇管中被取代的CGL产品105从容载系统106中移除。CGL产品105被维持在液态直至此时为止，并在通过压力控制阀123后只是迅速传递(flash)至气/液处理送料管。在此过程期间，隔离阀121和124被设定为关闭。
为了进一步节省海上船舶有限的存储空间，在每个接连的管束106的填充/排空中再次利用取代流体107。管道容载系统106又利用氮层气体128予以清洗，以便在排空取代流体107的管束106的同时使得“空”管束106处于惰性状态。
将美国专利第7219682号以参引的方式结合到本文中，其示出了一种适用于于此所述实施方式的这样的取代流体方法。
参见图6A，其示出了根据一种实施方式的管组150。如所示，管组150优选地包括上组管束154、中组管束155和下组管束156，每组管束均由捆扎框架152环绕，并通过相互堆叠的连接件153相互连接。此外，图6示出了歧管157和歧管互连件151，其使得管束可以被分段为一系列短的长度158和159，用以使有限容量的取代流体反复流入和流出进行装载或卸载的分区。
图6B是管组160的另一实施方式。如所示，管组160优选地包括上组管束164、中组管束165和下组管束166，每组管束均被捆扎框架162环绕，并通过相互堆叠的连接件163相互连接，还包括歧管167和歧管互连件161，其使得管束可以被分段为一系列短的长度168和169，用以使有限容量的取代流体反复流入和流出进行装载和卸载的分区。
如图6C中所示，可将若干管组160彼此并排联接。管基本上形成通过阀和歧管分段的连续的一系列平行的蛇形环。船的布局通常分为一个或多个包括模块化的斜框架的隔离开并有遮蔽的货舱，每个货舱承载几束套置好的储存管，这些储存管首尾相连以形成单一连续的管道。
图7示出了管支撑件180，其包括包含有一个或多个管支撑构件183的框架181。管支撑构件183优选地由工程材料制成，该工程材料在不将堆叠的管182(设置在空隙184中)的自身质量的竖直载荷施加至下面的管的情况下，将热运动提供至每个管层。
如图8A-8D中所示，设置包装构架用于保持管束。该构架包括交叉构件171，这些交叉构件171联接于管支撑件180的框架181，并将成对的管支撑框架181互连在一起。框架181和171及工程支撑件183将管和货物的竖直载荷承载至舱的底部。框架构造成两种类型170和172，其在将管束组如图6C、8A、8B和8C中所示并排放置时互锁。这使得能够确实定位并能够出于检查和维修的目的而移除单独的管束。
图9依次示出了管束170和172是如何可堆叠的，是如何将管道和CGL货物的质量传递至捆扎框架181和171并传递至舱174的肋板的，并且是如何沿着舱174的壁通过弹性框架连接件173交叉互锁，以使得能够在船内确实定位的，当船在航行中以及遭受海浪运动时，这是重要的特征。单个管柱的满载状况又消除了CGL货物的晃动，这在其它运输诸如LNG和NGL的海运应用中都是成问题的。由此，侧向力和竖直力因此能够通过该构架被传导至船体结构。
图10A示出了容载系统200的隔离能力，随后能够将该容载系统200用于承载NGL，并利用与用于装卸CGL产品相同的取代系统进行装卸。如所示，容载系统200可分为NGL容载装置202和CGL容载装置204。装卸歧管210示出为包括一个或多个隔离阀208以将一个或多个管束组206与其它管束组206隔离开。CGL和NGL产品在将其装载到管束206中或从管束206中卸载时，流过装卸歧管210。取代流体歧管203示出为联接于取代流体储存箱209并具有一个或多个隔离阀201。入口/出口管线211将管束206中的每个通过隔离阀205联接于取代流体歧管203。CGL和NGL产品在由入口/出口管线211中的压力控制阀213所维持的并足以将CGL和NGL产品维持在液态的取代流体背压下被装卸。装卸歧管210通常直接连接至卸载软管。然而，对于到岸产品的规格的提纯而言，可使NGL选择性地通过CGL卸载链中的丙烷馏除器容器和丁烷馏除器容器进行传送。
参见图10B，示出了CGL系统在其传送分馏产品、控制所传送的天然气的BTU容量、通过添加模块化处理单元(如胺单元—气体脱硫封装)以适于调节多种入口气体规格的能力方面的灵活性。如所示，在示例过程220中，未加工天然气在于气体干燥模块226中经受脱水作用之前，流入到气体调节模块的入口气体洗涤器222中用于移除水分及其它所不需要的组分。如有必要，利用可选择的胺模块224使该气脱硫以去除H2S、CO2和其它酸性气体。随后，脱硫气体通过标准的气体处理链模块230，在该标准的气体处理链模块230中，气体在连续的分馏模块232、234、236和238中被分馏。这里，如果必要，使用天然气BTU/Wobbe调整模块239调整轻端(C1和C2)BTU要求。分馏产品-NGL-(C3到C5+)随后被储存在往返承载船的管道容载系统的指定分区，正如参考图10A所述的那样。天然气(C1和C2)在压缩模块240中被压缩，在计量和溶剂混合模块242中与溶剂S混合，在制冷模块244中被冷冻以产生CGL产品，将该CGL产品同样储存在承载船250的管道容载系统中。承载船250还在其管道容载系统中装载有分馏产品，这些分馏产品可基于市场需求而被卸载。一旦到达市场位置，就将CGL产品从承载船250上卸载至卸载船252，并且，一旦将天然气产品卸载至天然气管道260，就将溶剂从装配有溶剂回收单元的卸载船252返回至CGL承载船250。可将其它NGL直接传送到市场的NGL管道系统262中。
图11示出了改装的单壳油轮300的优选布局，其中，其油箱被移除并用新的舱壁301所替代，以便提供承载在现填充货舱的管束340内的货物的三壁容载装置。所示实施方式是集成的承载船300，其具有安装在船上的整个模块处理链。这使船可以服务于使用离岸装载浮筒(参见图1B)、制备天然气用于储存、生产CGL货物并随后将CGL货物运输至市场，以及在卸载期间将烃溶剂从CGL中分离出来用于在下次航行中再利用，并将天然气货物传送至卸载浮筒/市场设施。根据气田的大小、自然生产率、船的负载量、舰队的大小、船出航的数量和频率、以及距市场的距离，可改变系统构造。例如，具有多个到船的连接的两个装载浮筒可以减少为确保气田连续生产需要的装载之间的气田储存器。
如上所述，承载船300有利地包括模块化的处理设备，该模块化的处理设备包括，例如具有制冷热交换器模块304、制冷压缩机模块306和排气洗涤器模块308的模块化的天然气装载和CGL生产系统302，以及具有发电模块312、传热介质模块314、制氮模块316和甲醇回收模块318的模块化的CGL气化卸载系统310。船上的其它模块包括，例如，计量模块320、气体压缩机模块322、气体洗涤器模块324、流体取代泵模块330、CGL循环模块332、天然气回收塔模块334和溶剂回收塔模块336。该船还优选地包括特殊职能模块空间326和气体装卸连接器328。
图12示出了承载处理链以生产CGL产品的装载驳船400的总体布局。经济方程式可支配对共享处理设备的需要。拴系在生产气田中的单个处理驳船可用作构造为“往返船”的船的接替者。在连续的装载/生产对气田运行来说是至关紧要的并且在运送循环中的关键点包括运输船到达的时间安排的情况下，代替简单的装载驳船(FPO)，改为利用带有集成的摆动缓冲器或者溢流缓冲器或者生产摇摆储存容量的气体处理船。对应地，在市场端处，通过按照图15构造的卸载驳船为往返运输船服务。因此，通过将这些系统结合到停泊在航程的装卸点处的船上，将为客户船队中的每艘船上的装卸处理链提供资金的负担从整个船队成本中移除。
装载驳船400优选地包括CGL产品储存模块402和模块化的处理设备，该模块化的处理设备包括，例如，气体计量模块408、分子筛模块410、气体压缩模块412和416、气体洗涤模块414、发电模块418、燃料处理模块420、冷却模块424、制冷模块428和432、制冷热交换器模块430和通风模块434。此外，装载驳船优选地包括特殊职能模块空间436、带有用以接收来自承载船的溶剂的管线405和用以将CGL产品传送至承载船的管线406的装载吊杆404、气体接收管线422、直升机停机坪和控制中心426。
根据用于天然气供应品和NGL的现货市场的市场需求及价格的变化运送到任意数量的港口的灵活性要求单个船自身被构造成自身容载的，用于从其CGL货物上卸载天然气，并将烃溶剂再循环至船载储存器以便为下次航行中的使用做准备。这种船现在具有运送可互换的气体混合物以满足选定港口的单独市场规格要求的灵活性。
图13A-C示出了一种新建船500，其构造成用于CGL产品储存和将其卸载至卸载驳船。该船出于对容载系统及其内容物的货物的考虑而建造。优选地，船500包括前方舵手室位置504、显著位于干舷甲板511上方的容载位置以及下方的压舱物505。容载系统506可分为不止一个的货区508A-C，在船500的侧部中为每个货区均提供减小的挤压区503。在结合到船体结构的设计中制成箱型的互锁的捆扎框架符合建造规范的解释，并能将船体容积最大化地用作货物空间。
在船500的后部处，提供甲板空间用于在比在改装船上可使用的区域更为紧凑的区域中模块化放置所必需的处理设备。该模块化的处理设备包括，例如，取代流体泵模块510、制冷冷凝器模块512、制冷洗涤器和节能器模块514、燃料处理模块516、制冷压缩机模块520、制氮模块522、CGL产品循环模块524、水处理模块526以及反渗水模块528。如所示，用于CGL产品容载系统506的容载装置优选地位于水位线的上方。可以包括一个或多个模块的容载系统506的容载模块508A、508B和508C被设置在一个或多个容载舱532中，并且封闭在氮罩或盖507中。
参见图14，船500穿过容载舱532的横断面示出了优选地被缩小至为船500的总宽度的约18％的挤压区503、压舱物和取代流体储存区505、设置在舱532内的堆叠的容载管束536和封闭管束536的氮罩507。如所示，所有歧管534均位于管束534的上方，这确保所有的连接件均位于水位线WL的上方。
图15示出了承载用以分离CGL产品的处理链的卸载驳船600的总体布局。卸载驳船600优选地包括模块化的处理设备，该模块化的处理设备包括，例如，天然气回收塔模块608、气体压缩模块610、612和614、气体洗涤器模块614、发电模块618、气体计量模块620、制氮模块624、蒸馏支持模块626、溶剂回收塔模块628、冷却模块630以及通风模块632。此外，如所示，卸载驳船600包括直升机停机坪和控制中心640、用于将天然气输送至市场输送管道的管线622、包括用以从承载船接收CGL产品的管线605和用以将溶剂返回至承载船的管线606的卸载吊杆604。
图16示出了带有卸载构造的组装往返拖驳船700的总体布局。该驳船700出于对容载系统及其内容物的货物的考虑而建造。优选地，驳船700包括可通过系索拴714和舷梯712构造联接于驳船701的拖船702。以显著位于干舷甲板上方的方式设置一个或多个容载舱706。在驳船701的后部处，提供甲板空间704用于在比在改装船上可使用的区域更为紧凑的区域中模块化放置所必需的处理设备。驳船700进一步包括可联接于卸载浮筒21的卸载管线710以及室内管线708的卸载吊杆。
所公开的实施方式由于与这些实施方式相关联的低处理能量需求而有利地将气田生产的绝大部分气体运送至市场。假定所有的处理能量均可以对照气田中所生产的天然气的单位BTU容量而计量出，可将用以说明LNG、CNG和CGL处理系统中的每个的需求的百分比分类总结(breakout)而进行的计量制成表格，如在下表3中所示。
每个系统均始于1085BTU/英尺3的高热值(HHV)。LNG处理通过提取NGL而将HHV降低到1015BTU/英尺3用于运输。对于LNG的情况，将NGL的能量含量加回来的补偿(make-up)BTU被包括在内以使各种情况有相同的比较基准。在所有情况中均使用每千瓦时9750BTU的热耗。
表3：用于常规LNG、CNG和CGL系统的能量平衡总结
              LNG系统       CNG系统       CGL系统
                            (SG＝0.6)     (SG0.6)
气田气        100％         100％         100％
处理/装载     9.34％        4％           2.20％
NGL副产品     7％           不适用        不适用
卸载/处理     1.65％        5％           1.12％
BTU当量峰值   4％           不适用        不适用
(Equivalence
Spike)
市场上可得到  76％           91％           97％
              (在加入NGL的
              情况下为85％)
有了NGL的加入，LNG处理对于BTU的市场运输总计到达总值为85％-仍然小于本发明能够运送的量。结果对于单独的技术来说是具有代表性的。表3中提供的数据来源于此：LNG-由Zeus能源咨询集团(ZeusEnergy Consulting Group)2007年作出的第三方报告；CNG-反向工程Bishop专利#6655155；CGL-由SeaOne公司(SeaOne Corp)作出的内部论文。
总的来说，与迄今为止已经由LNG或CNG系统在其所有的多种构造中所提供的相比，所公开的实施方式提供了用于获取偏远的以及发达的天然气储藏地的设备的更为实用和快速的部署。所需的材料不是外来的，并且能够被便捷地由标准油田来源提供，并在世界范围内的大量工业园中进行制造。
参见图17，示出了在将来自气源810的未加工气体变成液体储存溶液CGL的装载过程链800上使用的常规设备。如所示，模块化的连接点801、809和817考虑到了图12A和12B中所示的装载驳船400以及图11A-11C中所示的集成承载船300上的装载过程链，以便设法满足世界范围内的多种气源的要求，这些气源中有很多被认为是“非常规”的。如所示，为了将从源810接收的“常规的”未加工气体供给至一只或多只分离船812，在该分离船812中，沉降作用、节流作用或离心作用将较重的冷凝物、固体微粒和地层水与气流分离开。该气流本身穿过模块化的连接点801处的开启的旁通阀803，流到脱水容器814，在脱水容器中通过乙二醇流体中的吸附作用或通过压缩干燥剂中的吸附作用，将残留的水汽去除掉。气流随后流过模块化的连接点809和817处的开启的旁通阀811和819，流到用于提取NGL的模块816。这通常是透平膨胀机，在该透平膨胀机中，压降导致冷却，这导致NGL从气流中脱离出来。较早的使用油吸收系统的技术可作为替代地被用于此处。随后将天然气进行调节以制备CGL液体储存溶液。CGL溶液在混合链818中通过冷冻气流并将其引至静止混合器中的烃溶剂而产生，如上文参照图4A所述的那样。进一步冷却和压缩所得到的CGL准备用于储存的产品。
然而，来自诸如南帕尔斯联合气田(South Pars field)的气田的带有高容量冷凝物的气体可以通过向分离器设备812提供附加的分离器容量来进行处理。对于带有不合乎要求的酸性气体含量，诸如CO2和H2S、氯化物、水银和氮的天然气混合物，可以根据需要关闭模块化的连接点801、809和817处的旁通阀803、811和819，并且气流穿过附连于相关支管的处理模块820、822及824和于每个旁通站801、809和817处示出的隔离阀805、807、813、815、821和823。例如，可将来自马来西亚的沙巴及沙捞越的深水气田的、包含有不可接受的酸性气体含量的未加工气体引导绕过关闭的旁通阀803并穿过开启的隔离阀805及807和附连的模块820，在该模块820中，胺吸收系统和海绵铁系统提取CO2、H2S以及含硫化合物。用于移除水银和氯化物的处理系统模块最好设置在脱水单元814的下游。该模块822使气流绕过关闭的旁通阀811流过开启的隔离阀813和815，并且该模块822包括玻璃化处理、分子筛或活性碳过滤器。对于诸如在墨西哥湾的某些区域发现的未加工气体那样带有高氮含量的未加工气体，可使气流绕过关闭的旁通阀819并流过开启的隔离阀821和823，使天然气流流过颗粒度选择处理模块824以将氮从气流中移除。可用的处理类型包括薄膜分离技术、吸收/吸附塔和附连于船载氮净化系统和储存预冷冻单元的低温处理。
上述提取处理还能将第一阶段提供给NGL模块816，这有助于处理高液体混合物(诸如在东卡塔尔气田中发现的那些高液体混合物)所需要附加的容量。
在前述说明书中，已经参考本发明的具体实施方式描述了本发明。但是，很明显的是，在不脱离本发明的更为广泛的精神和范围的前提下，可对其作出多种改进和改变。例如，读者将会理解到在于此所述的处理流程图中所示的处理作用的顺序与组合仅仅是说明性的，除非另作陈述，否则可使用不同的或附加的处理作用，或者处理作用的不同组合或顺序来执行本发明。作为另一示例，一个实施方式的每一特征均能够与在其它实施方式中示出的其它特征混合或配合。同样可以根据需要结合所属领域技术人员所已知的特征和过程。此外并且很明显地是，可根据需要添加或删减特征。因此，除根据所附权利要求及其等效范围以外，并不限制本发明。

Claims (27)

1.一种用于对来自供给源的天然气进行处理、储存并将其运输至市场的系统，包括：
生产驳船，所述生产驳船包括构造成用以生产压缩天然气液体(CGL)产品的处理设备模块，所述压缩天然气液体产品包括液态介质形式的天然气与烃液体溶剂的混合物，其中，所述生产驳船能够在多个气体供应位置之间移动，
海运运输船，包括容载系统，所述容载系统构造成用以在与天然气的储存密度相关联的储存压力和温度下储存所述压缩天然气液体产品，所述储存密度超过了相同储存压力和温度下的压缩天然气(CNG)的储存密度，其中，所述海运运输船构造成用以从所述生产驳船接收压缩天然气液体产品并将接收到的压缩天然气液体产品装载到所述容载系统中，及
卸载驳船，包括分离设备模块、分馏设备模块和卸载设备模块，用于将压缩天然气液体产品分离为其天然气组分和溶剂组分并将天然气卸载至储存设施或管道设施，其中，所述卸载驳船构造成用以从所述海运运输船接收压缩天然气液体产品，并且所述卸载驳船能够在多个气体市场卸载位置之间移动。
2.在一种用于对来自供给源的天然气进行处理、储存并将其运输至市场的系统中，所述系统包括：
生产驳船，所述生产驳船包括构造成用以生产压缩天然气液体(CGL)产品的处理设备模块，所述压缩天然气液体产品包括液态介质形式的天然气与烃液体溶剂的混合物，其中，所述生产驳船能够在多个气体供应位置之间移动，及
海运运输船，包括容载系统，所述容载系统构造成用以在与天然气的储存密度相关联的储存压力和温度下储存所述压缩天然气液体产品，所述储存密度超过了相同储存压力和温度下的压缩天然气(CNG)的储存密度，其中，所述海运运输船构造成用以从所述生产驳船接收压缩天然气液体产品并将接收到的压缩天然气液体产品装载到所述容载系统中。
3.在一种用于对来自供给源的天然气进行处理并对压缩天然气液体(CGL)产品进行生产、储存和运输以便将天然气运送至市场的系统中，所述压缩天然气液体产品包括液态介质形式的天然气与烃液体溶剂的混合物，所述系统包括：
海运运输船，包括容载系统，所述容载系统构造成用以在与天然气的储存密度相关联的储存压力和温度下储存所述压缩天然气液体产品，所述储存密度超过了相同储存压力和温度下的压缩天然气(CNG)的储存密度，及
卸载驳船，包括分离设备模块、分馏设备模块和卸载设备模块，用于将压缩天然气液体产品分离为其天然气组分和溶剂组分并将天然气卸载至储存设施或管道设施，其中，所述卸载驳船构造成用以从所述海运运输船接收压缩天然气液体产品，并且所述卸载驳船能够在多个气体市场卸载位置之间移动。
4.如权利要求1、2或3所述的系统，其中，所述容载系统包括具有再循环设施的环形管道容载系统，以将选定点处的温度维持在处于-40℉到-80℉的范围内且压力维持在处于900psig到2150psig的范围内。
5.如权利要求4所述的系统，其中，所述环形管道系统包括水平套置的互连管束。
6.如权利要求5所述的系统，其中，所述水平套置的管系统构造成用于相邻管之间的蛇形流体流型。
7.如权利要求5所述的系统，其中，所述管束能够以第一和第二管组构造竖直叠置，其中，所述第一和第二管组构造能够在水平方向上彼此互锁。
8.如权利要求1或2所述的系统，其中，所述生产驳船构造成用以添加或去除处理设备模块以调整所述天然气的组分。
9.如权利要求1或3所述的系统，其中，所述卸载驳船构造成用以添加或去除分馏设备模块以调整所述天然气的组分。
10.如权利要求7所述的系统，其中，所述管组能够彼此隔离以用于混合的或部分的装载容载装置。
11.如权利要求1、2或3所述的系统，其中，所述容载系统包括取代流体装卸系统，用于在压力下将压缩天然气液体产品装载到所述容载系统中以及将压缩天然气液体产品从所述容载系统中完全取代出来。
12.如权利要求9所述的系统，其中，所述卸载系统包括用于调整所卸载的气体的总热含量的装置。
13.如权利要求1、2或3的系统，其中，所述容载系统构造成用以储存压缩天然气液体产品，对于所述压缩天然气液体产品中的天然气，所储存的天然气的质量与容载结构质量之比在约0.73到约0.75磅/磅的范围内。
14.一种用于对来自供应源的天然气进行处理、储存并将其运输至市场的方法，包括：
将天然气接收到生产驳船上，所述生产驳船包括构造成用以生产压缩天然气液体(CGL)产品的处理设备模块，所述压缩天然气液体产品包括液态介质形式的天然气与烃液体溶剂的混合物，其中，所述生产驳船能够在多个气体供应位置之间移动，
生产压缩天然气液体产品的供应品以用于储存和运输，
将所述压缩天然气液体产品从所述生产驳船装载到海运运输船上，所述海运运输船包括容载系统，所述容载系统构造成用以在与天然气的储存密度相关联的储存压力和温度下储存所述压缩天然气液体产品，所述储存密度超过了相同储存压力和温度下的压缩天然气(CNG)的储存密度，
将所述压缩天然气液体产品从所述海运运输船上的容载系统卸载至卸载驳船，所述卸载驳船包括分离设备模块、分馏设备模块和卸载设备模块，用于将压缩天然气液体产品分离为其天然气组分和溶剂组分并将天然气卸载至储存设施或管道设施，其中，所述卸载驳船能够在多个气体市场卸载位置之间移动，
将压缩天然气液体产品分离为其天然气组分和溶剂组分，并且
将天然气从所述卸载驳船卸载至储存设施或管道设施。
15.一种用于对来自供应源的天然气进行处理、储存并将其运输至市场的方法，包括：
将天然气接收到生产驳船上，所述生产驳船包括构造成用以生产压缩天然气液体(CGL)产品的处理设备模块，所述压缩天然气液体产品包括液态介质形式的天然气与烃液体溶剂的混合物，其中，所述生产驳船能够在多个气体供应位置之间移动，
生产压缩天然气液体产品的供应品以用于储存和运输，
将所述压缩天然气液体产品从所述生产驳船装载到海运运输船上，所述海运运输船包括容载系统，所述容载系统构造成用以在与天然气的储存密度相关联的储存压力和温度下储存所述压缩天然气液体产品，所述储存密度超过了相同储存压力和温度下的压缩天然气(CNG)的储存密度。
16.一种用于对来自供给源的天然气进行处理并生产、储存和运输压缩天然气液体(CGL)产品以将天然气运送至市场的方法，所述压缩天然气液体产品包括液态介质形式的天然气与烃液体溶剂的混合物，包括：
将压缩天然气液体产品储存在海运运输船上，所述海运运输船包括容载系统，所述容载系统构造成用以在与天然气的储存密度相关联的储存压力和温度下储存所述压缩天然气液体产品，所述储存密度超过了相同储存压力和温度下的压缩天然气(CNG)的储存密度，
将压缩天然气液体产品从海运运输船上的容载系统卸载至卸载驳船，所述卸载驳船包括分离设备模块、分馏设备模块和卸载设备模块，用于将压缩天然气液体产品分离为其天然气组分和溶剂组分并将天然气卸载至储存设施或管道设施，其中，所述卸载驳船能够在多个气体市场卸载位置之间移动，
将压缩天然气液体产品分离为其天然气组分和溶剂组分，并且
将天然气从所述卸载驳船卸载至储存设施或管道设施。
17.如权利要求14、15或16所述的方法，进一步包括使储存的压缩天然气液体产品再循环以将其在选定点处的储存温度维持在处于-40℉到-80℉的范围内且压力维持在处于900psig到2150psig的范围内的步骤。
18.如权利要求14、15或16所述的方法，其中，所述环形管道系统包括水平套置的互连管束。
19.如权利要求18所述的方法，其中，所述水平套置的管系统构造成用于相邻管之间的蛇形流体流型。
20.如权利要求18所述的方法，其中，所述管束能够以第一和第二管组构造竖直叠置，其中，所述第一和第二管组构造能够在水平方向上彼此互锁。
21.如权利要求14或15所述的方法，进一步包括通过在所述生产驳船上添加或移除一个或多个处理设备模块来调整运送至市场的天然气的组分的步骤。
22.如权利要求14或16所述的方法，进一步包括通过在所述卸载驳船上添加或移除一个或多个分馏设备模块来调整运送至市场的天然气的组分的步骤。
23.如权利要求20所述的方法，进一步包括将至少一个管组与至少一个其它管组隔离开以用于混合的或部分的装载容载装置的步骤。
24.如权利要求14或15所述的方法，进一步包括将压缩天然气液体产品抵抗取代流体的足以使所述压缩天然气液体产品维持在液体状态的背压而装载到所述容载系统中的步骤。
25.如权利要求24所述的方法，进一步包括使所述取代流体流到所述容载系统中并从所述容载系统中将压缩天然气液体产品完全取代出来的步骤。
26.如权利要求22所述的方法，进一步包括调整所卸载的天然气的总热含量的步骤。
27.如权利要求14、15或16所述的方法，其中，将压缩天然气液体产品储存在所述容载系统中的步骤包括对于所述压缩天然气液体产品中的天然气，储存天然气液体产品的质量与容载结构质量之比在约0.73到约0.75磅/磅的范围内。
CN2009801011335A 2008-06-20 2009-06-18 用于储存和运输轻烃液态介质中的天然气的综合系统 Pending CN101878151A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US7450208P 2008-06-20 2008-06-20
US61/074,502 2008-06-20
PCT/US2009/047858 WO2009155461A1 (en) 2008-06-20 2009-06-18 A comprehensive system for the storage and transportation of natural gas in a light hydrocarbon liquid medium

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN101878151A true CN101878151A (zh) 2010-11-03

Family

ID=41434454

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2009801011335A Pending CN101878151A (zh) 2008-06-20 2009-06-18 用于储存和运输轻烃液态介质中的天然气的综合系统

Country Status (15)

Country Link
US (3) US10780955B2 (zh)
EP (1) EP2303682A4 (zh)
JP (1) JP5507553B2 (zh)
KR (1) KR20110027792A (zh)
CN (1) CN101878151A (zh)
AP (1) AP2011005531A0 (zh)
AR (1) AR072213A1 (zh)
AU (1) AU2009259936B2 (zh)
BR (1) BRPI0905870B1 (zh)
CA (2) CA2705118C (zh)
MX (1) MX2010014353A (zh)
MY (1) MY160198A (zh)
RU (1) RU2493043C2 (zh)
SG (1) SG191687A1 (zh)
WO (1) WO2009155461A1 (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102107716A (zh) * 2010-11-25 2011-06-29 中国海洋石油总公司 一种大型液化石油天然气船液舱水池试验监测装置
CN105324300A (zh) * 2013-06-26 2016-02-10 希弗朗特技术股份有限公司 货物运送船
CN105190210B (zh) * 2013-03-27 2017-03-08 伍德赛德能量科技私人有限公司 气冷模块化的lng生产设备
CN107614372A (zh) * 2015-01-15 2018-01-19 单浮标系泊设施公司 具有烃储存的生产型半潜物
CN110056776A (zh) * 2015-03-13 2019-07-26 约瑟夫·J.·弗尔克尔 通过在环境温度下溶解于液烃中运输天然气
CN110469773A (zh) * 2018-05-12 2019-11-19 中国石油化工股份有限公司 一种lng长距离输送装置及其输送方法
CN110642217A (zh) * 2019-07-01 2020-01-03 Amg能源新加坡私人有限公司 Lng运输和配送的系统和方法

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9521858B2 (en) 2005-10-21 2016-12-20 Allen Szydlowski Method and system for recovering and preparing glacial water
US9010261B2 (en) 2010-02-11 2015-04-21 Allen Szydlowski Method and system for a towed vessel suitable for transporting liquids
WO2008060350A2 (en) * 2006-11-15 2008-05-22 Exxonmobil Upstream Research Company Transporting and transferring fluid
US9683703B2 (en) 2009-08-18 2017-06-20 Charles Edward Matar Method of storing and transporting light gases
WO2011047275A1 (en) 2009-10-15 2011-04-21 World's Fresh Waters Pte. Ltd Method and system for processing glacial water
US9017123B2 (en) 2009-10-15 2015-04-28 Allen Szydlowski Method and system for a towed vessel suitable for transporting liquids
US9371114B2 (en) 2009-10-15 2016-06-21 Allen Szydlowski Method and system for a towed vessel suitable for transporting liquids
US11584483B2 (en) 2010-02-11 2023-02-21 Allen Szydlowski System for a very large bag (VLB) for transporting liquids powered by solar arrays
KR101210917B1 (ko) * 2010-05-19 2012-12-11 대우조선해양 주식회사 갑판 상부에 연료탱크를 탑재한 부유식 구조물
EP2547580A4 (en) * 2010-05-20 2017-05-31 Excelerate Energy Limited Partnership Systems and methods for treatment of lng cargo tanks
AU2011280115A1 (en) * 2010-07-21 2013-01-10 Synfuels International, Inc. Methods and systems for storing and transporting gases
AR083396A1 (es) * 2010-10-12 2013-02-21 Seaone Maritime Corp Metodos mejorados para el almacenamiento y transporte de gas natural en disolventes liquidos
US8375876B2 (en) 2010-12-04 2013-02-19 Argent Marine Management, Inc. System and method for containerized transport of liquids by marine vessel
US20140290281A1 (en) * 2011-06-23 2014-10-02 Waller Marine, Inc. Articulated tug and barge arrangement for LNG storage, transportation and regasification
US9644791B2 (en) * 2011-12-05 2017-05-09 Blue Wave Co S.A. System and method for loading, storing and offloading natural gas from ships
WO2013083167A1 (en) * 2011-12-05 2013-06-13 Blue Wave Co S.A. System and method for loading, storing and offloading natural gas from a barge
US10013663B2 (en) 2011-12-09 2018-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Method for developing a long-term strategy for allocating a supply of liquefied natural gas
RU2620310C2 (ru) * 2011-12-20 2017-05-24 Конокофиллипс Компани Сжижение природного газа в движущейся окружающей среде
US9546759B2 (en) 2012-02-04 2017-01-17 Argent Marine Management, Inc. System and method for transferring natural gas for utilization as a fuel
US9416906B2 (en) 2012-02-04 2016-08-16 Argent Marine Management, Inc. System and method for transferring natural gas for utilization as a fuel
US20140209513A1 (en) * 2013-01-25 2014-07-31 H R D Corporation System and process for coal liquefaction
WO2014152373A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-25 Argent Marine Management, Inc. System and method for transferring natural gas for utilization as a fuel
FR3017127B1 (fr) * 2014-01-31 2016-02-05 Gaztransp Et Technigaz Systeme de transfert de gnl d'un navire vers une installation
US9598152B2 (en) 2014-04-01 2017-03-21 Moran Towing Corporation Articulated conduit systems and uses thereof for fluid transfer between two vessels
AU2015256531A1 (en) 2014-05-07 2016-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method of generating an optimized ship schedule to deliver liquefied natural gas
ITUB20152947A1 (it) * 2015-08-06 2017-02-06 Aerides S R L Impianto per il trattamento di metano, e relativo procedimento.
US10724689B2 (en) 2017-03-31 2020-07-28 Roska Dbo Inc. Loading system and method of use thereof
US10526058B2 (en) 2017-09-06 2020-01-07 Crowley Technical Services Ballast and de-ballast system and methods
EP3663633B1 (en) 2018-12-06 2022-09-07 Carrier Corporation Systems and methods for controlling gas flow in transportation refrigeration systems
US11639773B2 (en) * 2020-01-24 2023-05-02 Feisal Ahmed Systems and methods for transporting natural gas
NO347013B1 (en) 2020-05-11 2023-04-03 Fmc Kongsberg Subsea As Method for evacuating hydrocarbon from a subsea process module
CN112576927A (zh) * 2020-11-27 2021-03-30 广州特种承压设备检测研究院 一种氢气置换系统
US11694876B2 (en) 2021-12-08 2023-07-04 Applied Materials, Inc. Apparatus and method for delivering a plurality of waveform signals during plasma processing
GB2616635B (en) * 2022-03-15 2024-06-05 Equinor Energy As A method of storing ethane

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20020178988A1 (en) * 2001-06-05 2002-12-05 Bowen Ronald R. Systems and methods for transporting fluids in containers
US20030061820A1 (en) * 2000-09-05 2003-04-03 Enersea Transport, Llc A Limited Liability Corporation Of Texas Methods and apparatus for loading compressed gas
US20060042692A1 (en) * 2004-08-26 2006-03-02 Seaone Maritime Corp. Liquid displacement shuttle system and method
US20060075762A1 (en) * 2004-09-16 2006-04-13 Wijngaarden Wim V LNG regas
US20070017575A1 (en) * 2005-07-08 2007-01-25 Bruce Hall Method of bulk transport and storage of gas in a liquid medium

Family Cites Families (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2497793A (en) 1939-12-26 1950-02-14 Ransome Company Method and apparatus for vaporizing and dispensing liquefied gases
US2550844A (en) 1946-06-14 1951-05-01 Daniel V Meiller Natural gas storage
US3298805A (en) 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
US3232725A (en) 1962-07-25 1966-02-01 Vehoc Corp Method of storing natural gas for transport
US3262411A (en) * 1962-08-15 1966-07-26 Chemical Construction Corp Barge based process plant
US3548024A (en) 1963-10-14 1970-12-15 Lummus Co Regasification of liquefied natural gas at varying rates with ethylene recovery
US3256709A (en) 1964-10-13 1966-06-21 Dual Jet Refrigeration Company Display means for refrigerated cabinets
US3407613A (en) 1966-09-13 1968-10-29 Nat Distillers Chem Corp Enrichment of natural gas in c2+ hydrocarbons
GB1415729A (en) 1973-10-09 1975-11-26 Black Sivalls & Bryson Inc Method of and system for vaporizing and combining a stream of liquefied cryogenic fluid with a gas stream
US4024720A (en) 1975-04-04 1977-05-24 Dimentberg Moses Transportation of liquids
US4010622A (en) 1975-06-18 1977-03-08 Etter Berwyn E Method of transporting natural gas
US4139019A (en) 1976-01-22 1979-02-13 Texas Gas Transport Company Method and system for transporting natural gas to a pipeline
US4203742A (en) 1978-10-31 1980-05-20 Stone & Webster Engineering Corporation Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases
US4479350A (en) 1981-03-06 1984-10-30 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from vaporization of liquefied natural gas
US4479235A (en) 1981-05-08 1984-10-23 Rca Corporation Switching arrangement for a stereophonic sound synthesizer
AU572890B2 (en) 1983-09-20 1988-05-19 Costain Petrocarbon Ltd. Separation of hydrocarbon mixtures
US5315054A (en) 1990-10-05 1994-05-24 Burnett Oil Co., Inc. Liquid fuel solutions of methane and liquid hydrocarbons
US5201918A (en) 1991-03-04 1993-04-13 Vobach Arnold R Apparatus and method for the capture and storage of volatile gases
US5839383A (en) * 1995-10-30 1998-11-24 Enron Lng Development Corp. Ship based gas transport system
US6201163B1 (en) 1995-11-17 2001-03-13 Jl Energy Transportation Inc. Pipeline transmission method
US6217626B1 (en) 1995-11-17 2001-04-17 Jl Energy Transportation Inc. High pressure storage and transport of natural gas containing added C2 or C3, or ammonia, hydrogen fluoride or carbon monoxide
DZ2535A1 (fr) 1997-06-20 2003-01-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné pour la liquéfaction de gaz naturel.
WO2000009851A2 (en) 1998-08-11 2000-02-24 Jens Korsgaard Method for transportation of low molecular weight hydrocarbons
US6613126B2 (en) 1998-09-30 2003-09-02 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Method for storing natural gas by adsorption and adsorbing agent for use therein
US6732881B1 (en) 1998-10-15 2004-05-11 Mobil Oil Corporation Liquefied gas storage tank
EP1148289A4 (en) 1998-12-15 2006-07-19 Toyota Motor Co Ltd ANNEX FOR STORAGE ON METHANE-BASED SOLVENT GASES
US6112528A (en) 1998-12-18 2000-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
GB9906717D0 (en) 1999-03-23 1999-05-19 Norske Stats Oljeselskap Method and apparatus for drying of natural gas
CA2299755C (en) 1999-04-19 2009-01-20 Trans Ocean Gas Inc. Natural gas composition transport system and method
US6260501B1 (en) 2000-03-17 2001-07-17 Arthur Patrick Agnew Submersible apparatus for transporting compressed gas
US6994104B2 (en) 2000-09-05 2006-02-07 Enersea Transport, Llc Modular system for storing gas cylinders
AU2002336588A1 (en) * 2001-12-19 2003-07-09 Conversion Gas Imports L.L.C. Method and apparatus for warming and storage of cold fluids
FR2848121B1 (fr) 2002-12-04 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel acide
US7360367B2 (en) * 2004-07-18 2008-04-22 Wood Group Advanced Parts Manufacture Apparatus for cryogenic fluids having floating liquefaction unit and floating regasification unit connected by shuttle vessel, and cryogenic fluid methods
US7607310B2 (en) 2004-08-26 2009-10-27 Seaone Maritime Corp. Storage of natural gas in liquid solvents and methods to absorb and segregate natural gas into and out of liquid solvents
WO2006031634A1 (en) 2004-09-13 2006-03-23 Argent Marine Operations, Inc System and process for transporting lng by non-self-propelled marine lng carrier
RU2299151C1 (ru) * 2005-09-22 2007-05-20 Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринг, технический анализ, разработки и исследования" Судно для транспортировки сжатого газа

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030061820A1 (en) * 2000-09-05 2003-04-03 Enersea Transport, Llc A Limited Liability Corporation Of Texas Methods and apparatus for loading compressed gas
US20020178988A1 (en) * 2001-06-05 2002-12-05 Bowen Ronald R. Systems and methods for transporting fluids in containers
US20060042692A1 (en) * 2004-08-26 2006-03-02 Seaone Maritime Corp. Liquid displacement shuttle system and method
US20060075762A1 (en) * 2004-09-16 2006-04-13 Wijngaarden Wim V LNG regas
US20070017575A1 (en) * 2005-07-08 2007-01-25 Bruce Hall Method of bulk transport and storage of gas in a liquid medium

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102107716A (zh) * 2010-11-25 2011-06-29 中国海洋石油总公司 一种大型液化石油天然气船液舱水池试验监测装置
CN105190210B (zh) * 2013-03-27 2017-03-08 伍德赛德能量科技私人有限公司 气冷模块化的lng生产设备
CN105324300A (zh) * 2013-06-26 2016-02-10 希弗朗特技术股份有限公司 货物运送船
CN105324300B (zh) * 2013-06-26 2018-02-02 希弗朗特技术股份有限公司 货物运送船
CN107614372A (zh) * 2015-01-15 2018-01-19 单浮标系泊设施公司 具有烃储存的生产型半潜物
CN107614372B (zh) * 2015-01-15 2019-06-14 单一浮标系泊设施公司 具有烃储存的生产型半潜物
CN110056776A (zh) * 2015-03-13 2019-07-26 约瑟夫·J.·弗尔克尔 通过在环境温度下溶解于液烃中运输天然气
CN110469773A (zh) * 2018-05-12 2019-11-19 中国石油化工股份有限公司 一种lng长距离输送装置及其输送方法
CN110642217A (zh) * 2019-07-01 2020-01-03 Amg能源新加坡私人有限公司 Lng运输和配送的系统和方法

Also Published As

Publication number Publication date
US11485455B2 (en) 2022-11-01
BRPI0905870A2 (pt) 2015-06-30
US20100000252A1 (en) 2010-01-07
AR072213A1 (es) 2010-08-11
WO2009155461A1 (en) 2009-12-23
RU2493043C2 (ru) 2013-09-20
US11952083B2 (en) 2024-04-09
KR20110027792A (ko) 2011-03-16
CA2973889A1 (en) 2009-12-23
JP2011525161A (ja) 2011-09-15
CA2705118A1 (en) 2009-12-23
BRPI0905870B1 (pt) 2020-05-26
JP5507553B2 (ja) 2014-05-28
MY160198A (en) 2017-02-28
CA2705118C (en) 2017-09-12
MX2010014353A (es) 2011-05-25
RU2010119234A (ru) 2011-11-20
US10780955B2 (en) 2020-09-22
EP2303682A4 (en) 2017-01-18
US20210070402A1 (en) 2021-03-11
EP2303682A1 (en) 2011-04-06
AP2011005531A0 (en) 2011-02-28
AU2009259936B2 (en) 2014-03-20
AU2009259936A1 (en) 2009-12-23
SG191687A1 (en) 2013-07-31
US20230286618A1 (en) 2023-09-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11952083B2 (en) Comprehensive system for the storage and transportation of natural gas in a light hydrocarbon liquid medium
US12117126B2 (en) Methods for storage and transportation of natural gas in liquid solvents

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20160322

Address after: American Texas

Applicant after: Haiyi Holding Company Limited

Address before: American Texas

Applicant before: SeaOne Maritime Corp.

RJ01 Rejection of invention patent application after publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20101103