CN103477144A - 用于储存和运输在液体溶剂中的天然气的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供用以形成和在小于-80℉至约-120℉之间的温度和在约300psig至约900psig的压力的情况下储存在轻烃溶剂中所吸收的天然气的液相混合料的系统和方法，其与在相同温度和相同压力的CNG和PLNG相比便利于改进所储存的天然气的体积比。优选溶剂包括乙烷、丙烷和丁烷，和液态天然气(NGL)和液态加压气体(LPG)溶剂。系统和方法：用于接收(11,13)生产原料或半调节的天然气；调节气体；产生(14)在轻烃溶剂中所吸收的天然气的液相混合料；以及，运输(16)该混合料到市场，在市场中，符合管道外输品质的气体或分馏产物以比CNG、PLNG或LNG系统运用更少能量的方式来递送，并且具有比CNG系统更好的天然气组分的货物质量与装运器质量比。

Description

用于储存和运输在液体溶剂中的天然气的方法
技术领域
本文中所描述的实施例涉及用于在特定压力和温度条件下储存和运输并且递送天然气的过程和方法，运用额外存在的液体形式的轻烃溶剂来便利于促成该混合料的天然气组分的更大密度水平。
背景技术
在陆地上，主要通过管道来移动天然气。在由管道来移动产品不实用或者成本过高的情况下，LNG运送系统已提供了高于特定储备大小阈值的解决方案。在由越来越大的设施规模的经济性来补偿/应对LNG系统成本越来越昂贵的实施的情况下，该行业已经远离了维护保养较小和最丰富储备的能力。这些储备中的许多位于偏远处并且使用LNG系统来开发一直是不经济的。
在该行业中近来的工作设法/试图通过在气田处引入浮动LNG液化设备和储存并且在用于将气体从海上卸载到具有相对的陆地基LNG接收和加工终端的附近的市场地点/位置的LNG运载工具上安装船上再气化器械，来改进递送能力。为了通过对过程需要的简化来进一步减少能量消耗，经该行业审查，再次使用经加压的LNG(PLNG)以用于在LNG行业总体上急剧增加的成本时期改进经济性。参看例如美国专利No 3,298,805、No 6,460,721、No 6,560,988、No 6,751 ,985、No 6,877,454、No 7,147,124、No 7,360,367。
在全世界，在“闲置(stranded)天然气”储备的边缘区域开发苛刻的经济性要求了改进服务优于由浮动LNG和加压LNG技术所提供的那些服务以充分开采这种能源。
为了满足不断增加的世界市场需求的需要，压缩天然气(CNG)运输系统的出现在过去的几十年中导致了许多提议。但是，与此同期，仅已有一种较小的系统在有意义的规模上投入了完全商业运营。CNG系统固有地对抗相对于操作压力而调节它们的装运系统的壁厚的设计规范。压力越高，所储存气体的密度就越好，且具有减少的收益，但是，“气体质量与装运材料质量”的限制已迫使该行业在其它方向考虑来在经济性上改进CNG装运和过程器械的资金积压套牢/占用。参看例如美国专利No. 5,803,005、No. 5,839,383、No. 6,003,460、 No. 6,449,961、No. 6,655,155、No. 6,725,671、No. 6,994,104、No. 7,257,952。
在以引用的方式结合到本文中的美国专利No. 7,607,310中略述了一种解决方案，提供了一种方法论以在低于-40℉至约-80℉的优选温度条件和约1200psig至约2150psig的优选压力条件下形成并储存天然气与轻烃溶剂的液相混合料。天然气与轻烃溶剂的液相混合料在下文中被称作压缩气体液体(CGL)产品或混合物。尽管CGL技术能允许实现改进的货物密度，且结合针对由LNG、PLNG或CNG系统和过程不能实现的液态储存的更低的过程能量，储备的边缘地区开发的苛刻的经济性要求了增加货物密度，减少过程能量，以及减少装运容器质量。
因此，需要提供一种系统和方法，其便利于促成借助于由LNG、PLNG或CNG系统不能提供的手段来实现偏远或闲置储备的经济性开发，并且其运用CGL系统和过程用于天然气储存以实现增加的货物密度，过程能量减少，和固有装运容器质量的减小。
发明内容
本文中所提供的实施例针对于在特定温度和压力条件下形成和储存天然气与轻烃溶剂的更致密的液相混合料的系统和方法，其便利于改进在较轻构造的装运系统内储存气体的体积比。在优选实施例中，与处于相同温度和压力条件下的压缩天然气(CNG)和加压液态天然气(PLNG)相比，使用诸如基于轻烃的溶剂，包括乙烷、丙烷和丁烷，基于液态天然气(NGL)的溶剂或基于液态石油气(LPG)的溶剂在从小于-80℉至约-120℉的总温度条件和在从约300psig至约1800psig范围的总压力条件下和在从约300psig至小于900pisg范围的增强的压力条件下或更优选地在从约500psig至小于900psig范围的增强的压力条件下能实现天然气储存的改进的密度。
本文中所描述的实施例也针对于下列操作的可扩展（scalable）的器件：接收生产原料(包括NGL)或半调节的天然气；调节该气体；产生包含天然气与轻烃溶剂的液相混合料的压缩气体液体(CGL)产品；以及，将CGL产品运输到市场，其中，符合管道外输品质的气体或经分馏的产品以比CNG或LNG系统利用更少能量并且在运载中以比由CNG系统所提供的天然气组分的货物质量与装运器质量比更好比例的方式而被递送。
通过研究下面的附图和详细描述，实施例的其它系统、方法、特征和优点将对于本领域技术人员显然或变得显然。
附图说明
实施例的细节，包括制造、结构和操作，可通过学习附图而部分地被查明，在附图中，相同的附图表记指代相似的零件。在附图中的部件未必按照比例绘制，而是强调说明本文所描述的实施例的原理。此外，所有图示旨在传达概念，其中相对大小、形状和其它详细属性可被示意性地而非实际地或精确地图示。
图1为从GPSA工程数据书(Engineering Data Book)处于拟对比温度和压力的天然气压缩因子(Z)图表，且涵盖关于LNG、PLNG、CNG和CGL的信息。
图2A为用于产生CGL产品和将CGL产品加载到管道装运系统内的过程的示意流程图。
图2B为用于产生CGL产品的示意流程图，具有溶剂优化控制环路以使得原始气体的储存效率最高/最大化。
图2C为示出了在生产CGL时为了使得原始气体的储存效率最高/最大化而用于进行溶剂优化的控制过程中的步骤的流程图。
图2D为从装运系统卸载CGL产品和分离CGL产品的天然气和溶剂的过程的示意流程图。
图3A为示出用于将CGL产品加载到装运系统内的驱替流体（displacement fluid）原理的示意图。
图3B为示出用于将CGL产品从装运系统卸载的驱替流体原理的示意图。
图4A和图4B为示出在相同储存温度和压力条件下，CNG和PLNG的体积比(v/v)和基于乙烷溶剂的CGL混合物的天然气组分的体积比的曲线图。
图5A和图5B为示出在相同储存温度和压力下CNG和PLNG的体积比(v/v)和基于丙烷溶剂的CGL混合物的天然气组分的体积比的曲线图。
图6A和图6B为示出在相同储存温度和压力下CNG和PLNG的体积比(v/v)和基于丁烷的溶剂的CGL混合物的天然气组分的体积比的曲线图。
图7A和图7B为示出在相同储存温度和压力下CNG和PLNG的体积比(v/v)和具有丙烷偏高的基于NGL/LPG溶剂的CGL混合物的天然气组分的体积比的曲线图。
图8A和图8B为示出在相同储存温度和压力下CNG和PLNG的体积比(v/v)和具有丁烷偏高的基于NGL/LPG溶剂的CGL混合物的天然气组分的体积比V/V的曲线图。
图9和图10为能使生产原料气体(包括NGL)被加载、加工、调节、运输(以液体形式)和作为符合管道外输品质的天然气或经分馏气体产品递送到市场的CGL系统的示意图。
图11A和图11B为示出在相同储存温度和压力下相对于装运介质，CNG和PLNG的质量比(m/m)和基于乙烷的溶剂的CGL混合物的天然气组分的质量比的曲线图。
图12A和图12B为示出在相同储存温度和压力下相对于装运介质，CNG和PLNG的质量比(m/m)和基于C3溶剂的CGL混合物的天然气组分的质量比的曲线图。
图13A和图13B为示出在相同储存温度和压力下相对于装运介质，CNG和PLNG的质量比(m/m)和基于C4溶剂的CGL混合物的天然气组分的质量比的曲线图。
图14A和图14B为示出在相同储存温度和压力下相对于装运介质，CNG和PLNG的质量比(m/m)和具有丙烷偏高的基于NGL溶剂的CGL混合物的天然气组分的质量比的曲线图。
图15A和图15B为示出在相同储存温度和压力下相对于装运介质，CNG和PLNG的质量比(m/m)和具有丁烷偏高的基于NGL溶剂的CGL混合物的天然气组分的质量比的曲线图。
图16A为管堆叠的实施例的端部立视图，示出构成管道装运系统的部分的互连配件。
图16B为图16A的管堆叠的实施例的相反端立视图，示出了互连配件。
图16C为示出并排联接在一起的多个管堆叠束的端部立视图。
图16D至图16F为管堆叠支承构件的立视、详细和透视图。
图17A至图17D为用于装运管路的束框架的端部立视、台阶截面(沿着图17A中的线17B-17B而取得)、平面和透视图。
图17E为跨越容器舱的联锁堆叠管束的平面图。
图18A为示出装运系统用于局部加载NGL的用途的示意图。
图18B为示出原料气体被加工、调节、加载、运输(呈液体形式)和作为符合管道外输品质的天然气以及经分馏产物而递送到市场的示意流程图。
图19A至图19C为具有一体运载工具配置的转换容器的立视、平面和艏段的截面图。
图20A至图20B为用于生产气体加工、调节和CGL生产能力的加载驳船的立视图和平面图。
图21A至图21C为具有CGL产品转移能力的新构建的近海接驳船只（shuttle vessel）的前部截面、侧面立视图和平面图。
图22为示出干舷甲板与减小的挤压区的相对位置的新构建的船只(沿着图21B中的线22-22截取)的储存区域的截面图。
图23A至图23B为具有分馏和溶剂回收以再使用能力的卸载驳船的立视图和平面图。
图24A至图24D为具有CGL近海接驳和产品转移能力的铰接式拖轮和驳船的立视图、平面图和细节视图。
图25为示出通过模块化加载过程机组(process train)来加工原料气体的流程图。
具体实施方式
本文中所提供的实施例针对于在温度和压力条件下形成和储存天然气与轻烃溶剂的液相混合料的系统和方法，其便利于在轻构造的装运系统内所储存的气体的改进的体积比。在优选实施例中，与在相同温度和压力条件下的压缩天然气(CNG)和加压液态天然气(PLNG)相比，使用烃溶剂，诸如基于轻烃的溶剂，诸如乙烷、丙烷和丁烷，基于液态天然气(NGL)的溶剂或基于液态石油气(LPG)的溶剂在从小于-80℉至约-120℉的温度条件和在从约300psig至约1800psig范围的总压力条件下和在从约300psig至小于900psig范围的增强的压力条件或更优选地在从约500psig至小于900psig范围的增强的压力条件下能实现天然气储存的改进的密度。
本申请涉及在2009年6月17日提交的美国申请序列号12/486627和在2010年10月12日提交的美国临时申请序列号No. 61/392,135，二者都以引用的方式而全文合并到本文中。
在转向描述本实施例的作用的方式之前，提供对于理想气体的理论的简要论述。波义耳定律、查理定律和压力定律的组合得到用于改变储存一种气体的条件的关系：
Figure 426632DEST_PATH_IMAGE001
=常数                     (1)
其中P=绝对压力
        V=气体体积
        T=绝对温度
值R被认为是固定值，被称作通用气体常数。因此，总方程式可写成下式：
P * V = R * T                          (2)
这个理想气体关系适合于低压，但在实际世界中所经历的较高压力下对于实际气体行为而言准确度方面不符合标准。
为了解决在理想气体与实际气体之间的分子间力行为的差异，引入了被称作z的校正无量纲压缩因子。z的值为气体成分的条件和装运的压力和温度条件。因此：
P * V = z * R * T                             (3)
以分子量(MW)的形式改写，该关系呈以下形式：
p * V = z * R *T = (Z * R * T) / (MW)                                 (4)
其中引入z相对于气体成分、温度和压力的具体值，现被称作Z。这个方程式于是被改写为用以说明气体密度
Figure 468406DEST_PATH_IMAGE002
 =1/V。
因此：
                                   (5)
这个关系为在本文中所描述的实施例中使用的气相密度的由来。
美国气体加工和供应商协会（Gas Processors Suppliers Association）出版了用于该行业的工程数据书，其示出了对于在低于值MW = 40的分子量的所有轻烃混合料而言的Z的图形关系。基于相对应状态的定理，这个图表使用压力和温度的储存条件的拟对比的值来给出对于所有相关轻烃混合料而言的压缩因子Z，与相或成分混合无关。温度和压力条件的拟对比的值被表达为这些所测量性质的绝对值除以相关烃混合料的关键性质。
本文中所描述的实施例通过添加轻烃溶剂而设法/试图加速天然气的更致密的储存值的开始。如从方程式(5)可以看出，在Z值减小的情况下，获得增加的密度。在本文中所描述的实施例的操作的选定区中，通过将轻烃溶剂引入到天然气以形成溶剂与天然气的液相混合物来减小天然气的Z值，溶剂和天然气的液相混合物在本文中被称作压缩气体液体(CGL)混合物。
图1示出了由GPSA作为“图23-4”发布的这个Z因子图表的相关部分的复制。这个的图表的此部分假定系列悬链线形曲线的形式源自共同的点Z=1和压力=0绝对单位。CGL技术的活动区域位于图1上所示曲线的下端处，其中Z值近似为0.3或更小。
自从1941年最初公开发表此图表，对状态方程式和对应态定理的计算改进已使得能允许计算出拟对比温度Tr = 1 .0的近似性能线以更好地限定得出本文中所描述的实施例的区域。还添加了被定义为溶剂相边界的线，在这个线下方，发现通过添加轻烃溶剂而实现了液态的加速开始。使用从轻烃溶剂，诸如乙烷、丙烷和丁烷得到的溶剂的CGL混合物位于此处示出的悬链曲线的基部处。向上并且向右为定义为“液态重烃”的区域，其中C6至C15烃溶剂在超过优选实施例范围的更高得多的压力和温度下得到混合物密度的改进。经致冷的CNG(压缩天然气)技术占据图解的中左部的区域，其中Z的近似值在0.4与0.7之间。在大气压力和-260℉的直LNG位于朝向图表的左下角处，其中Z的值接近零(近似0.01)。PLNG占据从LNG点到CGL区的中间倒置三角形区域。在接近大气温度而操作的压缩气体传输管道占据了上悬链线带，并且朝向曲线的右上原点而簇集。对于这种运输模式，Z值通常在更有效的系统上从约0.95减小至0.75。
因而，看出所有四种储存技术从LNG过渡至PLNG至CGL至CNG，从Z因子图表的左下部移动到右上部。每种有其自身的特点，通过施加冷却和压缩来造成储存条件。在LNG和CNG技术中，相对于压缩状态的最重的能量荷载存在于这些储存条件的极端条件下。CNG的压缩热和所需冷却和在LNG的情况下最后50℉的冷却(如由Woodall所指出，USP 6,085,828)证明倾向于需要最少能量输入的储存条件的中场的CGL技术是合理的，这允许更多的井口气体可用来在市场上销售。
并不受到下文所引用的值限制，CGL技术就递送的每单位天然气的能量消耗而言提供最佳的储存压缩。在600:1的近似体积比(V/V)的情况下对LNG进行测量，这些替代方案需要更少的外来材料和加工来得到对于大约400:1的CGL而言的上V/V值，如下文所描述的那样。
图2A示出了在过程100中的步骤和系统部件，过程100包括生产包含天然气(或甲烷)和轻烃溶剂的液相混合物的CGL混合物，并且在装运系统中储存CGL混合物。对于CGL过程100而言，天然气流101首先被制备为使用简化标准行业过程的列车来装运，其中移除了较重的烃以及酸性气体、过量氮气和水以满足按照气田气体成分规定的管道规格。然后制备气体流101以通过压缩到所希望的压力而储存，并且然后使之与轻烃溶剂102在静态混合器103中组合，之后在致冷器104中将所得到的混合物冷却到优选温度以产生被称作CGL产品的液相介质105。
对于由温度和压力坐标所限定的给定储存条件，发现存在着溶剂与天然气的特定比例，其在对于预定溶剂和天然气组成而言限定的储存条件下，得到CGL混合物内储存的天然气的最高净体积比。为了维持最佳体积比(储存效率)，一种控制环路被构建在装载系统内。频繁地，控制环路监视着输入天然气流的波动组成，并且调整所添加的溶剂的摩尔百分比以维持所得到的CGL混合物的最佳储存密度。
转至图2B，示出了在用于产生CGL产品的过程130中的步骤和系统部件的示例，具有用来使原始气体的储存效率最高/最大化的溶剂优化控制环路140。如所描绘的那样，CGL生产过程130的系统部件包括计量支路(metering run)132，计量支路132从气体脱水单元接收气体101。计量支路包括多个个别的支路134A、134B、134C和134D，其中安置流量计或传感器143A、143B、143C和143D。计量支路132将气体101馈送/进给到静态混合器103，静态混合器103将轻烃溶剂102与气体101相结合以形成CGL产品105。溶剂102从溶剂缓冲罐136由溶剂喷射泵138通过溶剂喷射管线137馈送/进给到静态混合器103，溶剂缓冲罐136从溶剂致冷器接收溶剂102。CGL产品105从静态混合器103沿着CGL产品排放管线135排放到CGL热交换器104。
如所描绘的那样，溶剂优化器控制环路140包括溶剂优化器单元或控制器142，其具有处理器，溶剂优化器软件程序在处理器上运行。溶剂优化器单元142联接到溶剂流量计144，溶剂流量计144安置于溶剂喷射器管线137中在溶剂喷射泵138后方。溶剂优化器单元142也联接到流量控制阀146，流量控制阀146安置于溶剂喷射器管线137中在溶剂流量计144后方。溶剂优化器控制环路140还包括联接到溶剂优化器单元142的气相色谱单元148。
在操作中，气相色谱单元148确定了从计量支路132前方的位置和/或静态混合器103前方的位置所接收的引入气体101的组成。气相色谱单元148确定了从流量计144前方的喷射管线137中的位置所接收的引入溶剂102的组成、和从CGL交换器104前方的排放管线135中的位置所接收的外出温热CGL产品105的组成。气体101、溶剂102和CGL产品105的组成由气相色谱单元148传达给溶剂优化器单元142。溶剂优化器单元142也从流量传感器143A、14B、143C和143D接收气体101的流率和从流量计144接收溶剂102的流率。如关于图2C所讨论的那样，溶剂优化器单元142使用这个数据来计算出气体101的最佳体积比和相对应的溶剂与气体混合物比例来实现气体101的最佳体积比，并且控制所述流量控制阀146以维持最佳溶剂与气体混合物比例。
如在图2C中所描绘的那样，一种用于溶剂优化的控制过程1140包括了在步骤1142确定气体101的组成，和在步骤1144确定溶剂102的组成，以及在步骤1146确定气体101的流率。在步骤1148，优化程序取得使用者所输入的气体101和溶剂102的组成，和储存条件的范围，即装运温度和压力111，并且计算CGL产品105的气体101组分的体积比(储存效率)，即，在压力、温度和溶剂与气体混合物比例(溶剂摩尔分数)的范围中的CGL产品105的气体101组分的净体积比，以找到使原始气体的储存效率最高/最大化的溶剂与气体混合物比例。如下计算了CGL产品105的气体101组分的净体积比：净体积比=(在储存条件下CGL混合物的密度)*(天然气成分的小数%质量)/(在标准温度和压力条件下天然气成分的密度)。规矩地基于使用状态的热力学方程来确定溶剂与气体的混合。这些状态方程式(Peng Robinson、SRK等)基于烃气体101与溶剂102组分的热力学性质而工作。
如步骤1150所示，程序继续计算净体积比，直到增加混合物的溶剂与气体比不允许在储存条件下储存更多气体。一旦确定了最大体积比(V/V)，流量控制阀如果并未已经打开，则在步骤1152打开。在步骤1154，该程序判断由流量计144所测量的溶剂的实际流率是否匹配了对应于在步骤1148所计算的最佳溶剂摩尔分数的流率。如果流率匹配，则无需采取措施，如在步骤1156所示。如果流率并不匹配，那么在步骤1158调整了流量控制阀146。
在步骤1160和1162执行额外检查以确保提供适当溶剂流率。如所示那样，在步骤1160确定温热CGL产品105的组成。在步骤1162，程序基于所计算的溶剂与气体比来比较CGL产品的性质与温热CGL产品105的性质。如果性质匹配，无需采取措施，如在步骤1164所示。如果性质不匹配，程序在步骤1158调整流量控制阀以基于所计算的溶剂与气体比产生性质与CGL产品性质匹配的温热的CGL产品105。
以引用的方式合并到本文中的美国专利No. 7,607,310描述了一种在优选地从小于-40℉至约-80℉的范围的温度条件和约1200psig至约2150psig的压力条件下形成和储存CGL产品供应的方法，对于CGL产品的天然气组分而言，储存密度大于针对相同储存温度和压力的CNG的储存密度。
图2D示出了在过程110中用于从装运系统卸载CGL产品和分离CGL产品的天然气和溶剂的步骤和系统部件。为了从装运管路106卸载CGL产品105，修改了阀设置，并且使驱替流体107的流动反向、并且由泵111移动以流回到装运管路106内来将较轻CGL产品105从装运器推出朝向分馏机组113，分馏机组113具有分离塔112，用以将CGL产品105分成天然气和溶剂成分。天然气离开塔112的顶部，并且朝向传输管道运送。溶剂离开分离塔112的基部、并且流入到溶剂回收塔114内，其中，使所回收的溶剂返回117到CGL生产系统。能运用天然气BTU/沃泊调整模块115来获得市场规格的天然气，该天然气BTU/沃泊调整模块115在流程流118回到流程流116内时计量为用以得到原始加载的气体流的任何所需较重成分。
转至图3A和图3B，在可适用于所公开的实施例中使用的具体水平管状装运容器或管路的储存条件下示出了使用驱替流体的原理，驱替流体在烃工业中通常呈其它形式。在加载过程119中，将CGL产品105通过隔离阀121加载到装运系统106内，隔离阀121被设置为在入口管线中打开，克服驱替流体107的背压以维持CGL产品成其液态。驱替流体107优选地包括甲醇和水的混合物。隔离阀122被设置为在排放管线中关闭。
在CGL产品105流入到装运系统106内时，其驱替着驱替流体107，造成驱替流体107通过隔离阀124流动，隔离阀124定位于返回到驱替流体罐109的管线中，并且设置为打开。在此返回管线中的压力控制阀127将驱替流体107保持在充分背压以确保CGL产品105在装运系统106中维持在液态。在加载过程中，处于驱替流体入口管线中的隔离阀125被设置为关闭。
在到达其目的地时，运输CGL产品105的运输容器或运载工具将CGL产品105从装运系统通过卸载过程120卸载，卸载过程120运用泵126来使得驱替流体107从储罐109通过打开的隔离阀125到装运管束106的流动F反向、以将更轻的CGL产品105推入到过程集管内，朝向CGL分离过程机组129的分馏器械。通过隔离阀122克服过程集管中控制阀123的背压从装运系统106移除了被驱替的CGL产品105，隔离阀122现被设置为打开。CGL产品105保持在液态直到这点，且仅在通过压力控制阀123之后闪蒸为气态/液态过程进料。在这个过程期间，隔离阀121和124保持呈闭合远航设置。
对于在海洋容器的船上有限储存空间的进一步关注，一旦CGL荷载从装运器推出后，阀122和125关闭、并且驱替流体107通过低压管线(未图示)返回到罐109以在连续管束(未图示)的填充/排空中再使用。继向连续管束当前闭合的阀125之后，再使用的流体再次经由泵126而被递送、经由泵126进给新打开的歧管阀(未图示)。同时，现被疏放出驱替流体的管道装运器106利用氮气覆盖气体/填充气（blanket gas）128净化为并且保留在惰性状态，作为“排空的”隔离管束。
美国专利No. 7,219,682示出了一种这样的驱替流体方法，其可适应于本文中所描述的实施例，该专利以引用的方式合并到本文中。
与装运材料无关，通过在从小于-80°至约-120℉的温度条件和在从约300psig至约1800psig范围的压力条件下和在从约300psig至小于900psig范围的增强的压力条件下或者更优选地在从约500psig至小于900psig范围的增强的压力条件下储存CGL产品，改进了在CGL系统中可实现的装运器质量比。
图4A和图4B、图5A和图5B、图6A和图6B、图7A和图7B以及图8A和图8B示出了在相同温度和压力储存条件下CGL混合物和CGN和PLNG的相对行为。性能被报告为在被称作特定压力/温度点的每种储存条件下的体积比(V/V)。所表达的V/V比为在储存条件下天然气的密度除以在一个大气压力的标准条件和60℉的温度下相同气体的密度。CGL V/V值为在CGL产品内的天然气组分的净密度值除以在一个大气压力和60℉温度的标准条件下相同天然气的密度。因而在储存天然气的共同基线上检查这两个系统，与CGL混合物中的溶剂组分无关。如图4A和图4B、图5A和图5B、图6A和图6B、图7A和图7B以及图8A和图8B中所示，从具有1050 Btu/ft3 ( SG = 0.6近似)的总热值(GHV)的代表典型北美销售产品的气体掺混物得到天然气货物密度。
图4A和图4B、图5A和图5B、图6A和图6B、图7A和图7B以及图8A和图8B示出基于不同溶剂的CGL混合料的相对行为。基于乙烷、丙烷和丁烷的CGL混合物首先在图4B、图5B和图6B中示出，表示为CGL技术的增强密度的基础的三种基本溶剂的行为。然后，两种不同的丙烷和丁烷混合物形成图7B和图8B中的溶剂，并且表示可从三种基本组分得到的基于NGL和LPG的溶剂。性能被示出为在各种温度条件下恒定压力管线的V/V比。CGL混合物曲线具有关于每个温度/压力点的额外信息，对于该特定储存点，给出用以得到最大净V/V值所需的溶剂的摩尔%。
参考示出基于丙烷溶剂的CGL产品混合物的中范围行为的图5A和图5B，以下观察表示其余基于乙烷、丁烷以及NGL和LPG溶剂的CGL混合物的行为。从500 psig、-120℉储存点定向运行到1800psig、-40℉储存点的改进性能的区域示出当与经受相同储存条件的CNG/PLNG相比时，CGL混合物的改进的V/V值。
为了实现300至400体积比范围的最佳情况的性能，在CGL产品混合料中溶剂浓度的摩尔百分比量从在低温度和低压力条件下的约10%摩尔升高至中范围条件下的16%至21%mol的更高浓度，并且然后逐渐减小到在最高温度、最高压力条件下的8%至13%范围的较低浓度。在改进性能的这个区域的任一侧上，CGL储存的V/V的增益相对于直天然气(straight natural gas)的CNG和PLNG储存的增益减小。在更高压力、更低温度的区域中，CGL储存的储存密度接近PLNG储存的储存密度。离这个有效区域越远，对于接近PLNG储存的V/V值的CGL储存，要求溶剂的百分比就越低。在此区域中的直天然气的PLNG储存的V/V的优良值在商业上是有吸引力的，但经受比沿着有效区域的相关区中的CGL储存所需的更加能量集中的过程。
CGL储存性能同样随着远离有效区域朝向更低压力更高温度储存点而逐渐降低。此处，相对于CNG储存的性能来测量所实现的V/V值。为了达成最佳的V/V值，对于CGL产品液态的要求需要随着条件远离该区域而将更大摩尔百分比的溶剂添加到CGL产品混合料，并不像诸如高峰调节系统等基于陆地的服务那样适合对储存空间有严格海上限制的情形。
在此区域中CGL胜过CNG的增加的溶剂需求水平使得该技术违背了相对于使天然气分子适合于CGL产品混合料中的可用空间的收益递减的法则。最终，CGL储存的V/V值与CNG储存的V/V值相比突然降低。在此区域中，这种CNG储存的V/V的较好的但较低的值由于低气体货物质量与装运器质量比而具有有限的商业吸引力。
如在图4A和图4B中所描绘，由基于更轻的乙烷的溶剂所制成的CGL产品混合物的行为表现出相对于由基于丙烷的溶剂说制成的CGL产品混合物的性能而言类似的改进性能区域，由此在选定条件下CGL储存V/V比高于使用CNG或PLNG储存而类似地储存的直天然气的V/V比。图4A和图4B示出了与基于丙烷溶剂的CGL产品混合料的1800psig，-40℉的外部位置相比，在1400pisg的高压力，-40℉的基于乙烷溶剂的CGL产品混合料的有益性质。该区域同样始于500psig，-120℉的条件，有益行为随着条件移向1800psig，-40℉的条件而上升并且逐渐降低。如同基于丙烷溶剂的CGL产品混合料，相对于在CNG或PLNG系统中所用的直天然气的储存，随着储存条件趋向于有效区域上方和下方的区域，CGL储存的V/V值的性能存在着类似降低。
图6A和图6B、图7A和图7B以及图8A和图8B示出了基于丁烷、NGL和LPG溶剂的CGL产品混合物的有益性质。相对于基于乙烷和丙烷溶剂的CGL产品混合物的情况下，注意到性能略微向外转移到介于1800 psig，-30℉和500psig，-120℉之间的点。同样，关于基于乙烷和丙烷溶剂的CGL产品混合料，相对于使用CNG或PLNG系统的直天然气的V/V数的性能，在该区域上方和下方的储存区域中，CGL储存的V/V数性能存在类似的降低。
总之，从图4A和图4B显然，在延伸于500 psig，-120℉与1600至1800 psig，-3℉之间的区域中，CGL储存胜过PLNG和CNG储存。存储的优选区为在这两个装运条件之间形成有益区的近似线性的压力和温度条件阵列。利用PLNG，以更高单位能量消耗为代价，可实现更高的V/V值。然而，可合理地得到在标准条件下直天然气的体积比(V/V)的介于285倍与391倍之间的体积比(V/V)的值。对于基于丙烷溶剂的CGL产品混合料在500 psig，-120℉出现391的更高的V/V值391并且以接近4的系数超过了直天然气的CNG储存的112的等效V/V值。对于基于乙烷溶剂的CGL产品混合料在1400psig，-40℉出现267的更低的V/V值，并且以约1.16的系数超过直天然气的CNG储存的230的V/V值。
参考图4B，描绘了在乙烷(C2)的各种浓度，在各种压力和温度条件下，在CGL产品混合料中天然气组分的体积比。例如,在从小于-30℉至约-120℉的温度条件下和在从约300psig至约1400psig范围的压力，在基于乙烷溶剂的CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至43%摩尔的乙烷(C2)浓度的范围的情况下是在248至357的范围。在更窄的压力范围，在从约-30℉至约-120℉的温度条件和约300psig至小于900psig的压力条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至43%摩尔乙烷(C2)浓度范围的情况下是在274至387的范围。在更窄的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约300psig至小于900psig的温度和压力条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至43%摩尔的乙烷(C2)浓度范围的情况下是在260至388的范围。在更优选的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约500psig至小于900psig的温度和压力条件下，CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在乙烷(C2)浓度9%摩尔至16%摩尔的范围的情况下是在315至388的范围。如从图4A和图4B显而易见，CGL产品混合料的天然气组分的体积比在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下超过CNG和LNG的体积比。
参考图5B，描绘了在丙烷(C3)的各种浓度，在各种压力和温度条件下，在CGL产品混合料中天然气组分的体积比。例如，在从小于-30℉至约-120℉的温度条件下和在从约300psig至约1800psig范围的压力条件下，在基于丙烷溶剂的CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在10%至21%摩尔的丙烷(C3)浓度范围的情况下是在282至392的范围。在更窄的压力范围，在约300psig至小于900psig的压力条件和在从约-30℉至约-120℉范围的温度条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在丙烷(C3)浓度10%至21%摩尔的范围的情况下是在332至392的范围。在更窄的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约300psig至小于900psig的温度和压力条件下，CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在10%摩尔至21%摩尔丙烷(C3)浓度范围的情况下是在332至392的范围。在更优选的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约500psig至小于900psig的温度和压力条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分在10%至21%摩尔范围的丙烷(C3)的浓度范围的情况下是在332至392的范围。如从图5A和图5B显而易见，CGL产品混合料的天然气组分的体积比在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下超过CNG和LNG的体积比。
参考图6B，描述了在丁烷(C4)的各种浓度，在各种压力和温度条件下，在CGL产品混合料中天然气组分的体积比。例如，在小于-30℉至约-120℉的温度条件下和在从约300psig至约1800psig范围的压力条件下，在基于丁烷溶剂的CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至28%摩尔的丁烷(C4)浓度范围的情况下是在302至360的范围。在更窄的压力范围，在约300psig至小于900psig的压力条件和在从约-30℉至约-120℉范围的温度条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在丁烷(C4)浓度14%至25%摩尔的范围的情况下是在283至359的范围。在更窄的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约300psig至小于900psig的温度和压力条件下，CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在14%摩尔至25%摩尔的丁烷(C4)浓度范围的情况下是在283至359的范围。在更优选的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约500psig至小于900psig的温度和压力条件下，在CGL产品混合料中天然气组分的有利体积比在14%至25%摩尔的丁烷(C4)浓度范围的情况下是在283和359的范围。如从图6A和图6B显而易见，CGL产品混合料的天然气组分的体积比在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下超过CNG和LNG的体积比。
参考图7B，描绘了具有75%C3至5%C4的丙烷偏高的液态天然气(NGL)溶剂的各种浓度下在各种压力和温度条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的体积比。例如，在从小于-30℉至约-120℉的温度条件下和在从约300pisg至约1800pisg范围的压力条件下在基于具有丙烷偏高的NGL溶剂的CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至41%摩尔具有丙烷偏高的NGL溶剂浓度范围的情况下是在281至388的范围。在更窄的压力范围，在约300psig至小于900psig的压力条件下和在从约-30℉至约-120℉范围的温度条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至41%摩尔具有丙烷偏高的NGL溶剂浓度范围的情况下是在320至388的范围。在更窄的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和在约300psig至小于900psig的温度和压力条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至41%摩尔具有丙烷偏高的NGL溶剂的浓度范围的情况下是在320至388的范围。在更优选的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约500psig至小于900psig的温度和压力条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至41%摩尔具有丙烷偏高的NGL溶剂的浓度范围的情况下是在320至388的范围。如从图7A和图7B显而易见，CGL产品混合料的天然组分的体积比在上文所讨论范围内的相同温度和压力下超过CNG和PLNG的体积比。
参考图8B，描绘了具有75%C4至5%C3的丁烷偏高的NGL溶剂的各种浓度下在各种压力和温度条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的体积比。例如，在从小于-30℉至约-120℉的温度条件下和在从约300pisg至约1800pisg范围的压力条件下在基于具有丁烷偏高的NGL溶剂的CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在9%至26%摩尔具有丁烷偏高的NGL溶剂的浓度范围的情况下是在286至373的范围。在更窄的压力范围，在约300psig至小于900psig的压力条件下和在从-30℉至约-120℉范围的温度条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在11%至26%摩尔具有丁烷偏高的NGL溶剂浓度范围的情况下是在294至373的范围。在更窄的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和在约300psig至小于900psig的温度和压力条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在14%至26%摩尔具有丁烷偏高的NGL溶剂的浓度范围的情况下是在294至373的范围。在更优选的压力和温度范围，在小于-80℉至约-120℉和约500psig至小于900psig的温度和压力条件下在CGL产品混合料中的天然气组分的有利体积比在14%至26%摩尔具有丁烷偏高的NGL溶剂的浓度范围的情况下是在294至373的范围。如从图8A和图8B显而易见，CGL产品混合料的天然组分的体积比在上文所讨论范围内的相同温度和压力下超过CNG和PLNG的体积比。
下文描述的其它实施例针对于围绕CGL生产和装运所构建的总递送系统，并且更特定而言，运用模块化储存和过程器械的方法，模块化储存和过程器械的规模和配置适用于浮动服务容器、平台和运输容器以得到针对供应链的具体需要的总解决方案，使得能允许借助于由液态天然气(LNG)和压缩天然气(CNG)系统无法提供的手段来实现偏远储备的快速经济开发，特别是由天然气行业认为“闲置”或“偏远”的规模的陆地或海洋位置的储备。本文中所描述的系统和方法向这些储备的拥有者提供完全价值链，具备一种商务模型，涵盖生产原料气体加工、调节、运输和向市场递送符合管道外输品质的气体或经分馏产物，与LNG和CNG的那些不同。
此外，对于基于CGL的系统，并不需要CNG和LNG系统所必需的特殊过程和器械。装运系统的操作规范和构造布局也有利地能允许实现在准许/保证混合运输时间或地在容器的分段区或舱内储存直乙烷和NGL产品。
根据如图9中所描绘的优选实施例，由过程模块来提供了天然气制备、CGL产品混合、加载、储存和卸载的方法，过程模块安装于在气田12和天然气市场22位置处操作的驳船14和20上。为了在气田12与市场22之间运输17 CGL产品，运输容器或CGL运载工具16优选地为专用容器，改装容器或铰接式或标准驳船，根据市场物流需求和距离以及环境操作条件来选择。
为了装运CGL货物，装运系统优选地包括了在容器上承载的致冷环境内嵌套就位的碳钢管道规格的管状网络。管基本上形成由阀和歧管分段的平行蜿蜒回路的连续系列。
容器布局通常被分成一个或多个绝缘并且覆盖的货舱，包含模块化架设的框架，每个架设的框架承载着嵌套的储存管的束，嵌套的储存管被端对端连接以形成单个连续管道。封闭位于货舱中的装运系统允许循环一种致冷氮气流或覆盖层以维持货物在整个航程中在其所希望的储存温度。这种氮气也提供惰性缓冲区，关于CGL产品是否从装运系统泄漏，能监视惰性缓冲区。在泄露的情况下，歧管连接被布置成使得任何泄露的管串或管束能被分段、隔离和排出到应急火炬，并且随后利用氮气加以净化而不是放空整个舱。
在递送点或市场位置处，使用驱替流体将CGL产品从装运系统完全地卸载，这不同于LNG和大部分CNG系统，不会留下“尾端部位（heel）”或“料仓（boot）”量的气体。然后在装运系统外部在低温过程器械中减小所卸载的CGL产品的压力，在低温过程器械中，开始了天然气成分的分馏。使用标准分馏机组，优选地考虑到海洋稳定性具有单独的精馏器和汽提塔（stripper）部段，来实现了轻烃液体的分离的过程。
紧凑模块化膜分离器也可用于从CGL提取溶剂。这个分离过程释放天然气并且能将天然气调节为市场规格，而同时回收溶剂流体。
对于用于BTU和沃泊指数要求的少量轻烃组分诸如乙烷、丙烷和丁烷的修饰控制，得到了用于直接卸载到与海岸储存和运输设施相连接的浮筒的一种市场规格的天然气混合物。
烃溶剂返回到容器储存，并且在对天然气进行市场调谐后的任何过量的C2、C3、C4和C5+组分能单独地作为分馏产物而卸载、或者作为增值原料供应而卸载，计入托运人账户。
对于乙烷和NGL运输，或者部分荷载运输，装运管路的分段也允许货物空间的一部分被运用于专用的NGL运输、或者被隔离用于装运系统的部分荷载/加载或者压载荷载/加载。乙烷、丙烷和丁烷的关键温度和性质允许运用所分配的CGL装运部件，进行这些产品的液相加载、储存和卸载。容器、驳船和浮筒能易于被定制为具有互连的共同或特定模块化过程器械来满足这个目的。船载脱丙烷塔和脱丁烷塔模块、或者卸载设施的可用性允许具有过程选项的递送，如果市场规格要求升级的产品。
如在图9中所描绘的那样，在CGL系统10中，来自气田源12的天然气优选地通过海下管道11传输到海下收集器13并且然后加载于驳船14上，驳船14被装备成用于进行CGL产品生产和储存。CGL产品然后被加载15到CGL运载工具16上用于通过海洋运输17到市场目的地，在市场目的地，其被卸载18到第二驳船20上，第二驳船20被装备成用于进行CGL产品分离。一旦经分，CGL溶剂返回19到CGL运载工具16、并且天然气被卸载到卸载浮筒21，并且然后通过海下管道22传递到岸上，在岸上，其被压缩24并且喷射到气体传输管道系统26，和/或岸上储存装置25(若需要)。
被装备用于生产和储存的驳船14和被装备用于分离的驳船20能方便地迁移到不同的天然气源和天然气市场目的地，如由合同、市场和气田条件所决定。具有模块化组件的驳船14和20的配置因此可根据需要来配备以适合路线、气田、市场或合同条件。
在如图10中所描绘的替代实施例中，CGL系统30包括被装备用于船上原料气体调节、加工和CGL产品生产、储存、运输和分离的一体式CGL运载工具(CGLC)34，如在名称为“Method Of Bulk Transport And Storage Of Gas In A Liquid Medium”的美国专利No. 7,517,391中所描述的那样，该专利以引用的方式合并到本文中。
如在下表1中所示，在CGL系统中可实现的天然气货物密度和装运器质量比超过了在CNG系统中可实现的那些。表1提供了可适用于本文中所描述的实施例和由work of Bishop的美国专利No. 6655155所代表的CNG系统，对于合格的气体混料，天然气储存的相当的/可比的性能值。在所有情况下，对于适合在所示温度服务的低温碳钢的类似装运材料给出这些数据。
表1
表1中所示的混合物的比重(SG)值并非是针对CGL产品混合物的限制值。其在此处作为实际比较水平给出以使得针对基于CGL的系统性能的天然气储存密度与由在Bishop中所描述的专利CNG技术所达成的最佳较大商业级天然气储存密度的性能相关。
CNG 1值，以及CGL 1和CGL 2的那些值也被示出为包含于0.7 SG混合物内的0.6SG天然气组分的“净”值以比较操作性能与图示为CNG 2的直CNG情况的操作性能。表1中所示的0.7 SG混合料包含了14.5摩尔百分比的等效丙烷成分。对于CNG 1运输系统而言，实际上发现此0.7 SG混合物的可能性是很少出现的/稀有的，并且因此将会需要天然气混合料掺入/掺有更重的轻烃以得到用于CNG的致密相混合物，如由Bishop所提出的那样。另一方面，且并无限制意义，CGL过程故意地产生在此处例解而使用的0.7 SG范围的产品用于运输装运。
对于CGL 1、CGL 2和CNG 2系统所示的货物质量与装运器质量比值为由每个系统载运的市场规格天然气的所有值。出于对比递送市场规格天然气组分气体的所有技术的装运器质量比的目的，得到CNG1储存混合物的“净”组分。显然，受到气相和相关联的压力容器设计规范的限制，CNG系统不能达成本文中所描述的实施例使用CGL产品(液相)来递送市场规格天然气所实现的货物质量与装运器质量比(天然气与钢)性能水平。
下表2示出了CGL产品的装运条件，其中，适合选定储存压力和温度的溶剂比的变化得到储存密度的改进。通过在比先前所讨论的更低的温度的情况下使用更适度的压力，并且施加可适用的设计规范，可获得来自表1中所示那些的减小的壁厚值。由此可实现较早之前所引用的CNG的值的超过3.5倍的CGL产品的气体与钢的质量比值。
表2 CGL在选定装运条件下的质量比(lb气体/lb钢)
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要点：(根据CSAZ662-03设计)
Figure 300146DEST_PATH_IMAGE006
通过在从小于-80℉至约-120℉的温度条件下，和在从约300 psig至约1800 psig范围的压力条件下，和在从约300 psig至小于900 psig的增强的压力条件下，并且更优选地在从约500psig至小于900 psig的增强的压力条件下储存CGL产品，改进了在CGL系统中可实现的天然气货物密度与装运器质量比。
参考图11A至图15B，描绘了在各种储存条件下，在溶剂的最佳浓度，在CGL产品混合物中的天然气组分的装运器质量比(M/M)，以及利用呈CNG/PLNG形式的直天然气可实现的值。在用于两种系统开发的规范下，也考虑到储存介质的相的设计因素。当与图4A至图8B的相对应的体积比(V/V)进行比较时，这导致更不平坦的绘制了曲线图图线图案。
由于材料规格的规范要求随着温度降低而变化，M/M值的线条图进一步移位。装运材料优选地为适合于低至-55℉的温度条件的高强度低温碳钢。在更低的温度，材料规格变为更低强度的不锈钢或镍钢。已知对于压力装运系统中所使用的更低强度材料的更大壁厚值的设计要求，伴有M/M值的逐步减低，如对于此处所检查的CGL和CNG/PLNG情况所预期的那样。在这些图中示出了随着温度进一步降低，这些值如何恢复。在整个温度带，连续地使用的复合装运器将预期具有不同的行为。
例如，在图11B中，描述了在基于乙烷的溶剂的最佳浓度下(该浓度与图4B中的浓度相同)在各种压力条件和温度下，在CGL产品混合料中天然气组分的装运器质量比。例如，在从约300 psig至约1800 psig范围的压力条件和在从小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.27至0.97 lb/lb的范围。对于如图11A中所示的相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在从约300psig至小于900 psig的压力条件和在从约-30℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.25至0.97lb/lb的范围中。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到0.09至0.72lb/lb的范围。在约300 psig至小于900 psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.28至0.97lb/lb的范围中。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.09至0.72lb/lb的范围。更优选地，在约500psig至小于900psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.41至0.97 lb/lb的范围中。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.13至0.72 lb/lb的范围。如从图11A和图11B显而易见，CGL产品混合料的天然气组分的装运器质量比超过了在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下CNG和LNG的装运器质量比。
参考图12B，描述了在基于丙烷的溶剂的最佳浓度下(该浓度与图5B中的浓度相同)在各种压力条件和温度下，在CGL产品混合料中天然气组分的装运器质量比。例如，在从约300 psig至约1800 psig范围的压力条件和在从小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.27至1.02 lb/lb的范围。对于如图12A中所示的相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在从约300psig至小于900 psig范围的压力条件和在从约-30℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.27至1.02lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到0.09至0.72lb/lb的范围。在约300 psig至小于900 psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.27至1.02lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.09至0.72lb/lb的范围。更优选地，在约500psig至小于900psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.44至1.02 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.13至0.72 lb/lb的范围。如从图12A和图12B显而易见的，CGL产品混合料的天然气组分的装运器质量比超过了在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下CNG和LNG的装运器质量比。
参考图13B，描述了在基于丁烷的溶剂的最佳浓度下(该浓度与图6B中的浓度相同)在各种压力条件和温度下，在CGL产品混合料中天然气组分的装运器质量比。例如，在从约300 psig至约1800 psig范围的压力条件和在从小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.24至0.97 lb/lb的范围。对于如图13A中所示的相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在从约300psig至小于900 psig范围的压力条件和在从约-30℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.18至0.97 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在约300 psig至小于900 psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.25至0.97 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.09至0.25lb/lb的范围。更优选地，在约500psig至小于900psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.35至0.97 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.13至0.72 lb/lb的范围。如从图13显而易见的，CGL产品混合料的天然气组分的装运器质量比超过了在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下CNG和LNG的装运器质量比。
参考图14B，描述了在丙烷偏高的75%C3至25%C4的NGL/LPG溶剂的最佳浓度下(该浓度与图7B中的浓度相同)在各种压力条件和温度下，在CGL产品混合料中天然气组分的装运器质量比。例如，在从约300 psig至约1800 psig范围的压力条件和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.27至0.96 lb/lb的范围。对于如图14A中所示的相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在从约300psig至小于900 psig范围的压力条件和在从约-30℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.27至0.96 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在约300 psig至小于900 psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.25至0.96 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.09至0.25lb/lb的范围。更优选地，在约500psig至小于900psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.42至0.96 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到在0.13至0.72 lb/lb的范围。如从图14A和图14B显而易见，CGL产品混合料的天然气组分的装运器质量比超过了在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下CNG和LNG的装运器质量比。
参考图15B，描述了在丁烷偏高的75%C4至25%C3的NGL/LPG溶剂的最佳浓度下(该浓度与图8B中的浓度相同)在各种压力条件和温度下，在CGL产品混合料中天然气组分的装运器质量比。例如，在从约300 psig至约1800 psig范围的压力条件和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.25至0.97 lb/lb的范围。对于如图15A中所示的相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在从约300psig至小于900 psig范围的压力条件和在从约-30℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.18至0.97 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到0.09至0.72 lb/lb的范围。在约300 psig至小于900 psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.25至0.97 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存此处得到在0.09至0.25lb/lb的范围。更优选地，在约500psig至小于900psig的压力条件下和在小于-80℉至约-120℉的温度条件下，在CGL产品混合料中的天然气组分的装运器质量比是在0.37至0.97 lb/lb的范围。对于相同的储存条件，CNG/PLNG储存得到在0.13至0.72 lb/lb的范围。如从图15A和图15B显而易见，CGL产品混合料的天然气组分的装运器质量比超过了在上文所讨论的范围内的相同温度和压力下CNG和LNG的装运器质量比。
转至图16A，其示出了根据一个实施例的管堆叠150。如所描绘的那样，管堆叠150优选地包括管束的上堆叠154、中堆叠155和下堆叠156，管束各自被束框架152所包围、并且通过堆叠间连接件153而互连。此外，图16A示出了歧管157和歧管互连件151，歧管157和歧管互连件151使得管束能分段为一系列较短长度的段158和159用于使有限体积的驱替流体穿梭往复运动进出经历加载或卸载的分隔件。
图16B示出了管堆叠160的另一实施例。如所描绘的那样，管堆叠160优选地包括管束的上堆叠164、中堆叠165和下堆叠166，以及歧管167和歧管互连件161，管束各自被束框架162所包围、并且通过堆叠间连接件163而互连，歧管167和歧管互连件161使得管束能分段为一系列较短长度的段168和169用于使有限体积的驱替流体穿梭往复运动进出经历加载或卸载的分隔件。
如图16C中所示，若干管堆叠160能并排联接到彼此。管(由低温钢或复合材料制成)基本上形成由阀和歧管分段的并联蜿蜒环路的连续系列。容器布局通常被分成一个或多个绝缘的并且被覆盖的货舱，包含模块化架设的框架，每个框架承载着嵌套的储存管束，管束被端对端连接以形成单个连续管道。
图16D至图16F示出了管支承件180的细节和组装视图，管支承件180包括了固持着一个或多个管支承构件183的框架181。管支承构件183优选地由工程材料形成，向每个管层提供热移动、而不向下面的管施加堆叠管182(位于空隙184中)本身质量的竖直荷载。
如图17A至图17D中所示，提供了一种包封/包络架构用于保持住管束。该架构包括联接到管支承件(图16D中的180)的框架181上的横向构件171、和互连成对的管支承框架181。框架181和171和工程支承件(在图16F中的183)将管和货物的竖直荷载携载到舱的基部。框架被构造为呈两种类型170和172，当如图16C、图17A、图17B和图17C中所示，当管束堆叠被并排放置时，这两种类型的框架联锁。这使得能允许实现形锁合定位并且能移除个别束以用于检查和维修目的。
图17E以平面图示出了束170和172如何继而以可堆叠的方式，将管和CGL货物的质量转移到束架构181和171到舱174的地板，并且通过弹性框架连接件173跨舱174的壁和沿着舱174的壁而联锁，以允许在容器内的形锁合定位，这是当容器在航行中并且经受海浪运动时的一种重要的特征。个别管串的完全加载的条件额外地排除了CGL货物的晃动，货物晃动在其它海洋应用（诸如LNG和NGL的运输）中是有问题的。因而，侧向和竖直力能通过这个架构而被转移到容器的结构。
图18A示出了装运系统200的隔离能力，那么其能用于承载通过驱替流体管路的一种隔离部段所加载和卸载的NGL。如图所示，装运系统200可分成NGL装运部段202和CGL装运部段204。一种加载和卸载歧管210被示出为包括一个或多个隔离阀208以隔离一个或多个管束堆叠206A与其它管束堆叠206。CGL和NGL产品在它们被加载到管束206A内和从管束206A卸载时通过加载和卸载歧管210而流动。一种驱替流体歧管203被示出为联接到一种驱替流体储罐209、并且具有一个或多个分区阀201。一种入口/出口管线211将管束206中每一个通过隔离阀205而联接到驱替流体歧管203。通过隔离并且旁通/绕开所述驱替流体系统的入口/出口管线211中的压力控制阀213、和CGL入口/出口管线的压力控制阀214来加载和卸载NGL产品从而维持CGL和NGL产品呈液态。加载和卸载歧管210通常直接地连接到卸载软管。但是，对于卸下产品的规格的改进，NGL能被选择性地发送通过CGL卸载机组中的脱丙烷塔和脱丁烷塔容器。
转至图18B，示出了CGL系统的灵活性包括其递送符合各种市场规格的分馏产物，控制所递送气体的BTU含量，以及通过添加模块化加工单元(例如，胺单元-气体脱硫包装)来适应入口气体组分变化的能力。如所描绘的那样，在示例过程220中，原料气体流入到气体调节模块的入口气体洗涤器222以用于移除水分和其它不当组分，之后在一种气体干燥模块226中经历脱水，并且若需要，在脱水之前，使用一种可选的胺模块224来使气体脱硫，插入可选的胺模块224以在脱水之前移除H2S、CO2和其它酸性气体。气体然后通过一种标准的NGL提取模块230，其中，其分成贫天然气和NGL。NGL流通过一种稳定化模块，之后被发送到如由图18B所描述的近海接驳运载工具250管道装运系统的NGL部段。得到了C1、C2、C3、C4和C5+的分馏流。在这点处，若需要，则使用一种天然气BTU/沃泊调整模块239来调整天然气(主要为具有某些C2的C1)的轻质终端流动流的递送规格BTU要求。其余的/剩余的分馏产物，NGL(C3至C5+)然后能被导向用于储存至如关于图18A所描述在近海接驳运载工具管道装运系统的指定部段中。天然气(C1和C2)在压缩机模块240中受压缩，在一种计量和溶剂混合模块242中与溶剂S混合，并且在一种制冷模块244中受致冷以产生CGL产品，CGL产品也存储于运载工具250上的一种管道装运系统中。运载工具250也在其管道装运系统中加载稳定化NGL产品，其管道装运系统能基于市场要求而被卸载。在到达市场位置时，CGL产品从运载工具250卸载到一种卸载容器252，并且在天然气产品卸载到一种天然气管道系统260时，溶剂从卸载容器252卸载而返回到CGL运载工具250，其装配有一种溶剂回收单元。运输的NGL然后能直接递送到市场的NGL储存/管道系统262内。
图19A至图19C示出了改装单壳油轮300的优选布置，移除了其油罐并且利用新舱壁301加以替换，以得到在现填充着所述舱的管束340内载运的货物的基本上三层壁装运。图示的实施例为一体式运载工具300，一体式运载工具300具有安装在船上的整个模块化过程机组。这能允许该容器服务一种离岸加载浮筒(参看图10)，制备天然气以用于进行储存，产生CGL货物并且然后将CGL货物运输到市场，并且在卸载期间，分离烃溶剂与CGL以再用于下一航程上，并且将天然气货物转移到一种卸载浮筒/市场设施。取决于气田大小，自然开采速率，容器容量，船队大小、容器来往的量和频率以及到市场的距离，该系统配置可变。例如，重叠缚牢容器的两个加载浮筒能减小用以确保连续气田生产所需的荷载气田间储存的需要。
如上文所指出的那样，运载器容器300有利地包括模块化过程器械，包括(例如)：一种模块化气体加载和CGL生产系统302，具有制冷热交换器模块304、制冷机压缩机模块306以及通气洗涤器模块308；以及，CGL分馏卸载系统310，具有发电模块312、热介质模块314、氮气生成模块316以及甲醇回收模块318。在容器上的其它模块包括(例如)计量模块320、气体压缩机模块322、气体洗涤器模块324、液体驱替泵模块330、CGL循环模块332、天然气回收塔模块334、以及溶剂回收塔模块336。容器还优选地包括特殊任务模块空间326以及气体加载和卸载连接件328。
图20A至图20B示出了加载驳船400的总体布置，加载驳船400携载着过程机组以产生CGL产品。经济的方程式可决定用以针对选定容器船队而共用过程器械的需要。在拴系在开采气田中的单个加工驳船可用作被配置为“近海接驳容器”的一系列容器。在连续加载/生产是对于气田操作而言至关重要、并且递送循环中的关键点涉及到运输容器到达的定时/时限的情况下，运用了具有一体式摆动或溢流、缓冲或生产摆动储存能力的一种气体加工容器来代替简单加载驳船(FPO)。相对应地，近海接驳运输容器将会由根据图23A至图23B说配置的卸载驳船而在市场端处服务。在定制船队中的每个容器上提供用于加载和卸载过程机组的资本的负担由此通过将这些系统合并于在航程的加载和卸载点处所系泊/停泊的容器船上之上而从总船队成本实现移除。
加载驳船400优选地包括CGL产品储存模块402和模块化过程器械，包括，例如，气体计量模块408、分子筛模块410、气体压缩模块412、气体洗涤器模块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以及通气模块434。此外，加载驳船优选地包括：特殊任务模块空间436；加载吊杆404，具有从运载工具接收溶剂的管线405和将CGL产品传输到运载工具的管线406；气体接收管线422；以及，直升机场和控制中心426。
根据市场需求的变化向任意多个港口递送的灵活性、和用于天然气供应和NGL的现货市场的定价/价格将会需要个别容器被配置成自含的，以用于从其CGL货物卸载天然气，并且将烃溶剂再循环到船载储存装置以准备用于下一航程。这种容器现具有用以递送可互换的气体混合物以满足选定港口的个别市场规格的灵活性。
图21A至图21C示出了被配置成用于CGL产品储存和卸载到卸载驳船的新构建的容器500。容器围绕装运系统和其内含物的货物考虑而构建。优选地，容器500包括前轮容纳位置504、主要在干舷甲板上方的装运部位511、以及在下方的压舱物505。装运系统506可分成多于一个货物区508A-C，其中的每一个在容器500的侧部中提供减小的挤压区503。在设计系到容器结构内的联锁束框架和盒允许实现构造规范的这种解释，并且能最大程度上使用专用于货物空间的壳体积。
在容器500后部处，设有甲板空间以用于将必需的过程器械模块化放置于比改装容器的船上将可提供的更紧凑的面积中。模块化过程器械包括例如驱替流体泵模块510、制冷冷凝器模块512、制冷洗涤器和经济器模块514、燃料处理模块516、制冷压缩机模块520、氮气生成器模块522、CGL产品循环模块524、水处理模块526以及反渗水模块528。如图所示，用于CGL产品装运系统506的装运配件优选地在吃水线上方。可包括一个或多个模块的装运系统506的装运模块508A、508B和508C被定位于一个或多个装运舱532中并且封闭于氮气罩或盖507中。
转至图22，穿过装运舱532的容器500的截面示出了：撞击力吸收区(crumple zone)503，撞击力吸收区503优选地被减小至容器500的总宽度的约18%；压舱物和驱替流体储存区域505；定位于舱532内的堆叠装运管道束536；以及，封闭着管道束536的氮气罩507。如所描绘的那样，所有歧管534在管道束534上方，确保了所有连接都在吃水线WL上方。
图23A至图23B示出了承载着用以分离CGL产品的过程机组的一种卸载驳船600的总体布置。卸载驳船600优选地包括模块化过程器械，包括，例如，天然气回收塔模块608、气体压缩模块、气体洗涤器模块614、发电模块618、气体计量模块620、氮气生成模块624、蒸馏支持模块626、溶剂回收塔模块628和冷却模块630、通气模块632。此外，如所描绘的那样，卸载驳船600包括：直升机场和控制中心640；用于传输天然气到市场传输管道的管线622；卸载吊杆604，包括用于从运载工具容器接收CGL产品的管线606和用于使溶剂返回到运载工具容器的管线606。
图24A至图24C示出了具有卸载配置的近海接驳铰接式拖轮-驳船700的总体布置。围绕着装运系统和其内含物的货物考虑来构建了驳船700。优选地，驳船700包括通过销714和梯子712配置而联接到驳船701的拖轮702。一个或多个装运区706主要地设于干舷甲板上方。在驳船701的后部处，设置了甲板空间704用于将必需的过程器械以模块化放置于比改装容器船上之上将会可用的区域更紧凑的区域中。驳船700还包括一种卸载吊杆，卸载吊杆包括能连接到卸载浮筒21的卸载管线710和容纳管线(houser line)708。
所披露的实施例，由于与这些实施例相关联的低过程能量需求，有利地使得在气田中开采的气体的大部分可用于市场。假定所有的过程能量能针对在气田中所开采的天然气的单位BTU含量而测量，则一种用以描绘LNG、CNG和CGL加工系统中每一个的要求的百分比爆破(percentage breakout)的量度能如在表3中所示而制表。
如果前述系统中的每一个始于1085 BTU/ft3的高热值(HHV)，则LNG过程将HHV减小至1015 BTU/ft3以用于通过提取NGL而运输。对于LNG的情况，包括了       强化和抵免所提取的NGL的能量含量的补充BTU以便公平竞争。在所有情况下，使用了针对过程能量需求的9750 BTU/ kW.hr的耗热率。
表3：典型LNG、CNG和CGL系统的能量平衡总结
Figure 629496DEST_PATH_IMAGE007
对于NGL的情况，LNG过程将总计有85%总值的市场BTU递送-仍小于本文所描述的实施例可递送的量。结果对于个别技术而言是典型的。在表3中所提供的数据的来源如下：LNG——由Zeus能量咨询组2007提供的第三方报告；CNG——Bishop专利No. 6655155；以及CGL——由SeaOne Maritime Corp作出的内部研究。
总之，所披露的实施例提供了接近偏远以及开发的天然气储备比之前已由LNG或CNG系统以其各种配置的全部所能提供的更实用和快速的器械部署。所需要的材料并无外来性质，并且能易于从标准油气田源供应、并且在全世界在大量工业场地中制造。
转至图25，示出了在使从气源810取得的原料气体变成液体储存溶液CGL的加载过程机组800上所使用的典型器械。如所描绘的那样，模块化连接点801、809和817允许在图20A和图20B中所描绘的加载驳船400上和在图19A至图19C中所描绘的一体式运载工具300上的加载过程机组适合世界上很多种气源，其中的许多被认为是“非典型的”。如所描绘的那样，从源810接收的“典型”原料气体被馈送/进给到(多个)分离器容器812，其中，沉降、阻流或离心作用从气流分离了较重的冷凝物、固体微粒和地层水。流本身在模块化连接点801处通过打开的旁通阀803到脱水容器814，其中，通过在乙二醇流体中吸收或者通过在包装的干燥剂中吸附，来移除剩余/其余水蒸气。然后，气体流在模块化连接点809和817处流动通过打开的旁通阀811和819到用于提取NGL的模块816。这通常为涡轮膨胀机，其中压降造成冷却，导致从气流脱出/分出NGL。使用吸油系统的较老的技术也可替代地在这里使用。然后调节天然气以制备CGL液体储存溶液：通过使气流致冷并且将气流引入到静态混合器中的烃溶剂内，如上文关于图2A所讨论的那样，在混合机组818中产生了CGL溶液。所得到的CGL的进一步冷却和压缩使产品准备好用于储存。
但是，具有高含量冷凝物的气体可通过向分离器械812提供额外分离器能力来处置。对于具有不当水平的酸性气体诸如CO2和H2S、氯化物、汞和氮气这样的天然气混合料，模块化连接点801、809和817可根据需要而被闭合，并且通过选择性地附连的过程模块820、822和824发送的气流被送往相关联的支路管路和隔离阀805、807、813、815、821和823，每一个处由传递工位801、809和817示出。例如，包含不可接受水平的酸性气体的来自Sabah 和Sarawak的马来西亚 深水气田的原料气体能绕闭合的旁通阀803和通过打开的隔离阀805和807而发送、并且在附连的模块820中加工，其中，胺吸收和海绵铁系统提取了CO2、H2S和硫化合物。用于移除汞和氯化物的加工系统模块最佳地位于脱水单元814的下游。这种模块822使得气流围绕闭合的旁通阀811通过打开的隔离阀813和815发送，并且包括玻璃化过程、分子筛或活性炭过滤器。对于如在墨西哥湾的某些地区发现的具有高水平氮气的原料气体，气流围绕闭合的旁通阀819并且通过打开的隔离阀821和823而被发送，传递天然气流通过合适能力的选定加工模块824以从气流移除氮气。可用的加工类型包括膜分离技术、吸收/吸附塔以及附连到容器的氮气净化系统的低温/深冷过程以及储存预冷单元。
上文所描述的提取过程也可向NGL模块816提供第一阶段，提供用以处置诸如在East Qatar气田发现的那些的高液体混合料所需的额外能力。
在前文的说明书中，已参考本发明的具体实施例描述了本发明。但显然，在不偏离本发明的更广的精神和范围的情况下能对这些实施例做出各种修改和变化。例如，读者应理解到，在本文中所描述的过程流程图中所示的过程动作的特定次序和组合只是说明性的并且遵循行业惯例/实践，除非另外陈述，并且可使用不同或额外的过程动作(若它们可用)或者过程动作的不同组合或次序来执行本发明。作为另一示例，一个实施例的每个特征可与其它实施例中示出的其它特征相混合和匹配。本领域普通技术人员已知的特征和过程可同样根据需要而合并。补充地且明显地，特征可按服务条件的需要而被添加或减去。此外并且显然，除了根据所附权利要求和其等效物之外，本发明并不受限制。

Claims (50)

1.一种混合天然气与烃溶剂以得到适合于以比相同储存条件下的压缩天然气更大储存密度来储存和运输的液体介质的过程，包括：
将天然气与液体烃溶剂组合为单相液体介质，所述单相液体介质包括在烃溶剂中吸收的天然气；以及
在小于-80℉至约-120℉的储存温度和在500psig与900psig之间的储存压力的情况下在储存容器中储存所述单相液体介质；
其中所述单相液体介质的天然气以超过相同压力和温度下压缩天然气的储存密度的储存密度而储存。
2.根据权利要求1所述的过程，其还包括以下步骤：
将单相液体介质冷却到小于-80℉至约-120℉的储存温度；以及
将所述单相液体介质压缩到在500psig至900psig之间的储存压力。
3.根据权利要求1所述的过程，其中，所述烃溶剂为乙烷、丙烷或丁烷，或者乙烷、丙烷和丁烷成分中二者或二者以上的组合。
4.根据权利要求1所述的过程，其中所述天然气为甲烷。
5.根据权利要求1所述的过程，其还包括以下步骤：从吸收于所述烃溶剂中的天然气的单相液体介质不变地回收天然气。
6.根据权利要求1所述的过程，其还包括以下步骤：
减小在所述烃溶剂中所吸收的天然气的单相液体介质的压力以分离所述天然气和烃溶剂，并且加热所述天然气以恢复其气态。
7.根据权利要求6所述的过程，其还包括以下步骤：以液相储存烃溶剂用于在未来使用。
8.根据权利要求1所述的过程，其中，所述烃溶剂为乙烷(C2)并且所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约270至约414的范围。
9.根据权利要求8所述的过程，其中所述乙烷烃溶剂的浓度是在约9至23摩尔百分比的范围，所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比是在约297至约388的范围。
10.根据权利要求1所述的过程，其中所述烃溶剂为丙烷(C3)并且所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约196至约423的范围。
11.根据权利要求10所述的过程，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约9至21摩尔百分比的范围，所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约326至约392的范围。
12.根据权利要求1所述的过程，其中所述烃溶剂为丁烷(C4)并且所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约158至约423的范围。
13.根据权利要求12所述的过程，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约6至28摩尔百分比的范围，所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约284至约376的范围。
14.根据权利要求1所述的过程，其中所述烃溶剂为具有丙烷偏高75%C3至25%C4的液态天然气(NGL)溶剂、并且所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约187至约423的范围。
15.根据权利要求14所述的过程，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约7至30摩尔百分比的范围，所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约274至约388的范围。
16.根据权利要求1所述的过程，其中所述烃溶剂为具有丁烷偏高75%C4至25%C3的液态天然气(NGL)溶剂，并且所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约167至约423的范围。
17.根据权利要求16所述的过程，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约9至26摩尔百分比的范围，所述单相液体介质的所述天然气组分的体积比在约297至约373的范围。
18.根据权利要求1所述的过程，其中将天然气与液体烃溶剂组合为包括吸收于烃溶剂中的天然气的单相液体介质的步骤包括以下步骤：优化所述液体烃溶剂与所述天然气的比例以在单相液体介质储存于所述储存容器中的压力和温度下优化所述单相液体介质的所述天然气的储存密度。
19.根据权利要求18所述的过程，其中优化所述液体烃溶剂与所述天然气的比例包括监视所述天然气的组成、并且调整待与所述天然气相组合的所述液体烃溶剂的摩尔百分比。
20.一种包括吸收于液体烃溶剂中的天然气组分的单相液体介质，其中在所述单相液体介质(CGL)内的所述天然气组分可压缩到超过对于相同储存压力和温度情况下的压缩天然气(CNG)的储存密度的储存密度，并且其中所述烃溶剂为乙烷(C2)并且所述天然气组分的所述体积比在500psig至约900psig范围和小于-80℉至约-120℉范围的储存压力和温度条件下在约270至约414的范围。
21.根据权利要求20所述的单相液体介质，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约9至23摩尔百分比的范围，所述天然气组分的体积比在约297至约388的范围。
22.一种包括吸收于液体烃溶剂中的天然气组分的单相液体介质，其中在所述单相液体介质(CGL)内的所述天然气组分可压缩到超过对于相同储存压力和温度的情况下压缩天然气(CNG)的储存密度的储存密度，并且其中所述烃溶剂为丙烷(C3)并且所述天然气组分的所述体积比在500psig至约900psig范围和小于-80℉至约-120℉范围的储存压力和温度条件下在约196至约423的范围。
23.根据权利要求22所述的单相液体介质，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约9至21摩尔百分比的范围，所述天然气组分的体积比在约326至约392的范围。
24.一种包括吸收于液体烃溶剂中的天然气组分的单相液体介质，其中在所述单相液体介质(CGL)内的所述天然气组分可压缩到超过用于相同储存压力和温度的情况下压缩天然气(CNG)的储存密度的储存密度，并且其中所述烃溶剂为丁烷(C4)并且所述天然气组分的所述体积比在500psig至约900psig范围和小于-80℉至约-120℉范围的储存压力和温度条件下在约158至约423的范围。
25.根据权利要求24所述的单相液体介质，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约6至28摩尔百分比的范围，所述天然气组分的体积比在约284至约376的范围。
26.一种包括吸收于液体烃溶剂中的天然气组分的单相液体介质，其中在所述单相液体介质(CGL)内的所述天然气组分可压缩到超过用于相同储存压力和温度的情况下压缩天然气(CNG)的储存密度的储存密度，并且其中所述烃溶剂为具有丙烷偏高75%C3至25%C4的液态天然气(NGL)溶剂并且所述天然气组分的所述体积比在500psig至约900psig范围和小于-80℉至约-120℉范围的储存压力和温度条件下在约187至约423的范围。
27.根据权利要求26所述的单相液体介质，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约7至30摩尔百分比的范围，所述天然气组分的体积比在约274至约388的范围。
28.一种包括吸收于液体烃溶剂中的天然气组分的单相液体介质，其中在所述单相液体介质(CGL)内的所述天然气组分可压缩到超过用于相相同储存压力和温度的情况下压缩天然气(CNG)的储存密度的储存密度，并且其中所述烃溶剂为具有丁烷偏高75%C4至25%C3的液态天然气(NGL)溶剂并且所述天然气组分的所述体积比在500psig至约900psig范围和小于-80℉至约-120℉范围的储存压力和温度条件下在约167至约423的范围。
29.根据权利要求28所述的单相液体介质，其中所述乙烷烃溶剂的浓度在约9至26摩尔百分比的范围，所述天然气组分的所述体积比在约297至约373的范围。
30.一种气体运输容器，包括：
货舱，以及
装运系统，位于所述货舱中并且适于在特定储存压力和温度条件下储存包括吸收于烃气体溶剂中的天然气的单相液体介质，与超过用于相同储存压力和温度的情况下的压缩天然气(CNG)的储存密度的所述单相液体介质中的所述天然气的储存密度相关联，其中所述装运系统适于在小于-80℉至约-120℉范围的温度和在500psig至900psig范围的压力下储存单相液体介质。
31.根据权利要求30所述的容器，其中所述装运系统包括环路型管道系统。
32.根据权利要求31所述的容器，其中所述环路型管道系统适于在300psig至900psig范围的压力下储存所述单相液体介质。
33.根据权利要求31所述的容器，其中所述环路型管道系统包括适于控制温度和压力的再循环设施。
34.根据权利要求31所述的容器，其中所述环路型管道系统配置用于在相邻管之间蜿蜒的流体流动模式。
35.根据权利要求33所述的容器，其还包括适于使天然气与液体烃溶剂相混合以形成单相液体介质的加载和混合系统。
36.根据权利要求35所述的容器，其还包括用于从单相液体介质分离所述天然气的分离、分馏和卸载系统。
37.根据权利要求38所述的容器，其中所述卸载系统包括用于从所述装运系统驱替所述单相液体介质的驱替器件。
38.根据权利要求37所述的容器，其中所述驱替器件还包括使用惰性气体来净化驱替流体的器件。
39.根据权利要求36所述的容器，其中所述卸载系统包括用于调整卸载气体的总热含量的器件。
40.一种用于加工、储存和从供应源向市场运输天然气的系统，包括：
生产容器，包括配置成用以产生包括在液体烃溶剂中吸收的天然气的单相液体介质的过程器械模块，其中所述生产容器可在天然气供应地点之间移动，
海洋运输容器，包括装运系统，所述装运系统配置成用以在特定储存压力和温度下储存所述单相液体介质，与超过用于相同储存压力和温度的情况下的压缩天然气(CNG)的储存密度的所述天然气的储存密度相关联，其中所述海洋运输容器配置成用以从所述生产容器接收单相液体介质并且加载到所述装运系统上，其中所述装运系统配置成用以在小于-80℉至约-120℉范围和约500psig至约900psig范围的储存温度和压力下储存所述单相液体介质，以及
卸载容器，包括分离、分馏和卸载器械模块，用于将所述单相液体介质分成其天然气和溶剂成分并且将天然气卸载到储存或管道设施，其中，所述卸载容器配置成用以从所述海洋运输容器接收单相液体介质、并且其中所述卸载容器可在天然气市场卸载地点之间移动。
41.一种用于加工、储存和从供应源向市场运输天然气的系统，包括：
生产容器，包括配置成用以产生包括在液体烃溶剂中吸收的天然气的单相液体介质的过程器械模块，其中所述生产容器可在天然气供应地点之间移动，
海洋运输容器，包括装运系统，所述装运系统配置成用以在特定储存压力和温度下储存所述单相液体介质，与超过用于相同储存压力和温度的情况下的压缩天然气(CNG)的储存密度的所述天然气的储存密度相关联，其中所述海洋运输容器配置成用以从所述生产容器接收单相液体介质并且加载到所述装运系统内，其中所述装运系统配置成用以在小于-80℉至约-120℉范围和约500psig至约900psig范围的储存温度和压力下储存所述单相液体介质。
42.一种用于加工来自供应源的天然气并且生产、储存和运输包括吸收于液体烃溶剂中的天然气的单相液体介质以将天然气递送到市场的系统，所述系统包括：
海洋运输容器，包括装运系统，所述装运系统配置成用以在特定储存压力和温度下储存所述单相液体介质，与超过用于相同储存压力和温度的情况下的压缩天然气(CNG)的储存密度的所述天然气的储存密度相关联，其中所述海洋运输容器配置成用以从所述生产容器接收单相液体介质并且加载到所述装运系统内，其中所述装运系统配置成用以在小于-80℉至约-120℉范围和约500psig至约900psig范围的储存温度和压力储存所述单相液体介质，以及
卸载容器，包括分离、分馏和卸载器械模块，用于将所述单相液体介质分成其天然气和溶剂成分、并且将天然气卸载到储存或管道设施，其中，所述卸载容器配置成用以从所述海洋运输容器接收单相液体介质、并且其中所述卸载容器可在天然气市场卸载地点之间移动。
43.根据权利要求40、41或42所述的系统，其中所述装运系统包括环路型管道装运系统，具有再循环设施用来维持温度和压力在小于-80℉至约-120℉和约500psig至约900psig范围中的选定点。
44.根据权利要求43所述的系统，其中所述环路型管道系统配置用于在相邻管之间蜿蜒的流体流动模式。
45.根据权利要求40、41或42所述的系统，其中所述装运系统包括驱替流体加载和卸载系统，用于将所述单相液体介质在压力下加载到所述装运系统内、并且从所述装运系统完全驱替所述单相液体介质。
46.根据权利要求40或42所述的系统，其中所述卸载系统包括用于调整卸载的气体的总热含量的器件。
47.一种用于加工、储存和将天然气从供应源运输到市场的方法，包括：
在生产容器上接收天然气，所述生产容器包括配置成用以产生包括在液体烃溶剂中吸收的天然气的单相液体介质的过程器械模块，其中所述生产容器可在天然气供应地点之间移动，
产生单相液体介质的供应以用于储存和运输，
将所述单相液体介质从所述生产容器加载到海洋运输容器上，所述海洋运输容器包括装运系统，所述装运系统配置成用以在与用于相同储存压力和温度的情况下超过压缩天然气(CNG)的储存密度的所述天然气的储存密度相关联的储存压力和温度的条件下储存所述单相液体介质，
其中所述海洋运输容器配置成从所述生产容器接收单相液体介质并且加载到所述装运系统内，在小于-80℉至约-120℉范围和约500psig至约900psig范围的储存温度和压力的条件下储存所述单相液体介质于所述装运系统中，
将所述单相液体介质在所述海洋运输容器上从所述装运系统卸载到携载容器，所述卸载容器包括分离、分馏和卸载器械模块，用于将所述单相液体介质分离成其天然气和溶剂成分并且将天然气卸载到储存或管道设施，其中，所述卸载容器可在天然气市场卸载地点之间移动；
将所述单相液体介质分离成其天然气和溶剂成分；以及
将所述天然气从所述卸载容器卸载到储存或管道设施。
48.一种用于加工、储存和将天然气从供应源运输到市场的方法，包括：
在生产容器上接收天然气，所述生产容器包括配置成用以产生包括在液体烃溶剂中吸收的天然气的单相液体介质的过程器械模块，其中所述生产容器可在天然气供应地点之间移动，
产生单相液体介质的供应以用于储存和运输，
将所述单相液体介质从所述生产容器加载到海洋运输容器上，所述海洋运输容器包括装运系统，所述装运系统配置成用以在特定储存压力和温度下储存所述单相液体介质，与超过用于相同储存压力和温度的情况下的压缩天然气(CNG)的储存密度的所述天然气的储存密度相关联，以及
在小于-80℉至约-120℉范围和约500psig至约900psig范围的储存温度和压力的条件下储存所述单相液体介质于所述装运系统中。
49.一种用于加工来自供应源的天然气并且产生、储存和运输包括吸收于液体烃溶剂中的天然气的单相液体介质以递送天然气到市场的方法，包括：
在海洋运输容器上储存单相液体介质，所述海洋运输容器包括装运系统，所述装运系统配置成用以在特定储存压力和温度下储存所述单相液体介质，与超过用于相同储存压力和温度的情况下的压缩天然气(CNG)的储存密度的所述天然气的储存密度相关联，其中所述单相液体介质在小于-80℉至约-120℉范围和约500psig至约900psig范围的储存温度和压力的条件下储存，以及
将所述单相液体介质从所述海洋运输容器上的所述装运系统卸载到卸载容器，所述卸载容器包括分离、分馏和卸载器械模块，用于将所述单相液体介质分离成其天然气和溶剂成分、并且将天然气卸载到储存或管道设施，其中所述卸载容器可在天然气市场卸载地点之间移动，
将所述单相液体介质分离成其天然气和溶剂成分；以及
将所述天然气从所述卸载容器卸载到储存或管道设施。
50.根据权利要求47、48或49所述的方法，其还包括以下步骤：再循环所述储存的单相液体介质以维持其储存温度和压力在小于-80℉至约-120℉和约500psig至约900psig的范围中的选定点。
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