JP2008510873A - 液体溶媒中での天然ガスの貯蔵ならびに天然ガスの吸収方法および分離方法 - Google Patents

Abstract

天然ガスまたはメタンの大量貯蔵は、ガスを液化媒体中に吸収することによって容易になる。貯蔵および運搬のための、天然ガスまたはメタンの液体媒体または液体蒸気媒体中への吸収を容易にし、市場への送達のためにガスに戻す、システムおよびプロセスが提供される。好ましい実施形態において、温度および圧力の穏やかな条件下でのエタン、プロパンおよびブタンの吸収特性が、より効率的なレベルの圧縮体積比で天然ガスまたはメタンを貯蔵するのに使用される。好ましい混合プロセスは、天然ガスまたはメタンと溶媒媒体（例えば、液体エタン、液体プロパン、液体ブタンまたは他の適した流体）とを効率的に合わせ、貯蔵および運搬に適した濃縮液体混合物または液体蒸気混合物を形成させる。この溶媒媒体は、好ましくは、天然ガスの取り出しの際に運搬容器において再利用される。

Description

（発明の分野）
本発明は、概して、天然ガスの貯蔵および運搬に関し、より詳細には、液体媒体または液体溶媒中での天然ガスの大量貯蔵、ならびに貯蔵および運搬のために、天然ガスを液体媒体または液体蒸気媒体に吸収させ、送達のために分離してガスに戻すシステムおよび方法に関する。運搬の方法は、濃縮形態で閉じ込めた天然ガスを利用する、従来の道路方式、鉄道方式および船舶方式による。

（背景の情報）
天然ガスは、主に、ガス状形態でパイプラインによって運搬される。パイプラインに近接して位置せず、それゆえパイプラインにより運搬され得ない天然ガスの埋蔵物（すなわち、取り残された（ｓｔｒａｎｄｅｄ）か、または離れた天然ガス）については、このガスは他の手段により運搬されねばならず、しばしば船舶により、液体天然ガス（「ＬＮＧ」）として液体形態で運搬される。液体形態での天然ガスの貯蔵および運搬は、低温貯蔵温度または低温貯蔵付近の温度（大気圧での−２７０°Ｆ〜圧力での−１８０°Ｆ）のいずれかの状態を伴い、これは、非パイプライン運搬区間の両端での液化設備および再ガス化設備への膨大な投資ならびに大型貯蔵タンカーへの膨大な投資を必要とする。これらの状態でＬＮＧを貯蔵および運搬するために必要とされる高いエネルギー支出とともに、これらの資本コストは、液体形態での天然ガスの貯蔵および運搬をきわめてコストの掛かるものにする傾向がある。

近年、取り残されたか、または離れた天然ガス資源を圧縮天然ガス（「ＣＮＧ」）として運搬することが提唱されているが、遅々としてしか商業化されていない。ＣＮＧ（１００〜数百気圧の圧力でガスを圧縮する工程を包含する）は、液化設備および再ガス化設備への膨大な投資を行わずに、ＬＮＧにより得られる６００対１（６００：１）の体積比の３分の１と２分の１との間の閉じ込め体積比を提供する。

大気圧または−８０°Ｆまで冷却した状態でのＣＮＧの出荷は、現在、産業上の計画の主題である。２１５０ｐｓｉｇ（１４６ａｔｍ）へ天然ガスを圧縮することは、ガス圧縮率（Ｚ）因数を最も低い値（６０°Ｆにおいて、約０．７４）にし、その後、増大された圧力において、この因子はより高い値に上昇する。２１５０ｐｓｉｇにおいて、２２５：１のオーダーでの圧縮体積比が達成可能である。３６００ｐｓｉｇでの商業的なタンク用量が、天然ガスを３２０：１の圧縮体積比へ圧縮するために一般的に使用される。

取り残されたか、または離れた天然ガスを出荷サイクルに効率的に送達するために、天然ガスは、運搬容器の回数およびガス供給源の産出速度に適した量で貯蔵されることを維持されなければならない。装填（ｌｏａｄｉｎｇ）（好ましくは、最小の時間量で達成される）はまた、この貯蔵の計算への因子となる。同様に、取り出し（ｕｎｌｏａｄｉｎｇ）が貯蔵システムに取り込まれなくてはならず、この貯蔵システムは、送達の頻度、取り出し時間、および市場へ天然ガスを供給するパイプラインの運送能力に基づいたサイズである。これらの段階の点で天然ガスの容器を保持することは、全ての運搬方式にかかる送達コストの一部である。

ＣＮＧの取り扱いは、これらの体積比まで著しい圧縮と冷却を行い、その後取り出し時にガスを移すことを必要とする、集約的なエネルギーである。高圧ＣＮＧを貯蔵する比較的高いコスト、冗長な装填時間および取り出し時間ならびに関連する冷却または再加熱の処理能力（ｃａｐａｃｉｔｙ）を考慮すると、一日あたり０．５ｂｃｆを超えるかさ高い体積を運ぶ実現性を証明する商業的なシステムは、未だに稼動していない。

したがって、穏やかな圧力かつ穏やかに下げられた温度で、ＣＮＧにより得られ得る天然ガス濃度よりも高い濃度を提供し、ＣＮＧよりも良好な性能パラメータを容易にし、そしてＬＮＧに必要とされる設備の適応した強度を低下させることが望ましい。

（要旨）
本発明は、穏やかな圧力、低温および溶媒媒体の相互作用により液化媒体中に貯蔵された天然ガスまたはメタンに関し、そして、貯蔵および運搬のために、液体媒体または液体蒸気媒体への天然ガスまたはメタンの吸収を容易にし、市場への送達のためにガスに戻すシステムおよび方法に関する。運搬方法は、好ましくは、濃縮形態で束縛される天然ガスまたはメタンを利用する、従来の道路方式、鉄道方式および船舶方式による。このガスの貯蔵および運搬の方法はまた、パイプライン使用のためにも適用可能である。

好ましい実施形態において、エタン、プロパンおよびブタンの吸収特性は、穏やかな温度条件および圧力条件（新規の混合プロセスに付随する）下で、同様な保持条件下で天然ガス単独で達成可能な圧縮体積比に比べ、より効率的なレベルの圧縮体積比で天然ガスまたはメタンを貯蔵するために利用される。この混合物は、好ましくは、約２２５０ｐｓｉｇ以下の圧力、好ましくは約１２００ｐｓｉｇ〜約２１５０ｐｓｉｇの範囲の圧力、かつ約−２０°Ｆ〜約−１００°Ｆの範囲の温度、より好ましくは約−８０°Ｆ以上の温度、より好ましくは約−４０°Ｆ〜約−８０°Ｆの範囲の温度を使用して貯蔵される。天然ガスまたはメタンと、液化溶媒（例えば、エタン、プロパンもしくはブタンまたはこれらの組み合わせ）とは、以下の濃度、これらの穏やかな温度条件および圧力条件で合わされる：好ましくは、約２５％ｍｏｌのエタンの濃度、および好ましくは約１５％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌの範囲のエタンの濃度；好ましくは約２０％ｍｏｌのプロパンの濃度、および好ましくは約１５％ｍｏｌ〜約２５％ｍｏｌの範囲のプロパンの濃度；または、好ましくは約１５％ｍｏｌのブタンの濃度、および好ましくは約１０％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌのブタンの濃度；あるいは、約１０％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌのエタン、プロパンおよび／もしくはブタンの組み合わせ、またはプロパンおよびブタンの組み合わせ。

本発明の混合プロセスは、効率的に天然ガスまたはメタンと溶媒媒体（例えば、液体エタン、液体プロパン、液体ブタンまたは他の適切な流体）とを合わせ、貯蔵および運搬に適する濃縮液体混合物または濃縮液体蒸気混合物を形成する。この溶媒媒体は、好ましくは、天然ガスの取り出し時に運搬容器内で再利用される。プロセス条件は、好ましくは、使用される溶媒の有効性の限界にしたがって決定される。

好ましい実施形態において、溶媒は、好ましくは、混合チャンバーに入る天然ガスまたはメタンの流れに、制御された速度で圧力噴霧される。吸収の流れ（ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ ｓｔｒｅａｍ）（溶媒）に合流すると、ガスは液相になり、ガスと溶媒との飽和流体混合物として混合チャンバーのより低い部分に溜まり、最小の事後冷却（after-cooling）で貯蔵部にポンプされる。液体形態でのガスの取り扱いは、装填時間および取り出し時間を短縮し、ＣＮＧに伴うレベルでの後の冷却を必要としない。

続いて、ガスは、市場への送達のために、この溶媒から分離される。ガスは、必要とされる送達条件に適合する理想的な温度および圧力で、分離機内で溶媒から分離される。温度は、使用されている溶媒に基づいて変動する。液体溶媒は、将来の使用のために回収される。

本発明の他のシステム、方法、特徴および利点は、以下の図面および詳細な説明を調べることにより、当業者に明らかであるか、または明らかになる。

製造、構築および操作を含む本発明の詳細は、添付の図面を調査することにより、部分的に情報収集され得る。添付の図面において、類似の参照番号は類似の部分をさす。図面における構成成分は、必ずしも縮尺、強調されておらず、むしろ本発明の原理を図示するように配置されている。さらに、全ての図示は概念を伝えることを意図され、相対的なサイズ、形状および他の詳細な特質は、文語的または正確的というよりもむしろ図式的に図示され得る。

（詳細な説明）
本発明によると、天然ガスまたはメタンは、好ましくは、穏やかな圧力、低温および液体媒体の相互作用によって、液化媒体中に吸収および貯蔵される。好ましい実施形態において、エタン、プロパンおよびブタンの吸収特性は、中程度の温度および圧力条件下で使用され、天然ガスまたはメタン単独で類似の維持条件下で達成できる体積比よりも効率的なレベルの圧縮体積比において、天然ガスまたはメタンを貯蔵する。新規の混合プロセスは、好ましくは、天然ガスまたはメタンと液体媒体（例えば、液体エタン、液体プロパン、液体ブタンまたは他の適した流体）とを合わせ、貯蔵および運搬に適した濃縮液体または濃縮液体蒸気混合物を形成させる。この液体媒体は、好ましくは、天然ガスまたはメタンの取り出しの際に運搬容器において再利用される。

好ましい実施形態において、吸収性流体は、好ましくは、混合チャンバーに入る天然ガスまたはメタンの流れに、制御された速度で圧力噴霧される。このガスの流れは、好ましくは、Ｊｏｕｌｅ Ｔｈｏｍｐｓｏｎバルブアセンブリまたは他の圧力低下デバイスを流れ、そして／または冷却デバイスを流れる間に、その圧力を低下させることによって混合温度まで冷却される。吸収性の液体の流れに合流すると、ガスは、飽和液体の形態で混合チャンバーの下部に溜まっている液体溶媒中に入る。混合チャンバーの下部から、飽和液体（ガスと液体溶媒との混合物）は、最小限の事後冷却（ａｆｔｅｒ ｃｏｏｌｉｎｇ）で貯蔵部にポンプされる。液体媒体に吸収されている間にガスを取り扱うことにより、装填および取り出しの時間が短縮され、ＣＮＧに伴うレベルでの事後冷却を必要としない。

図面を詳細に参照すると、充填サイクルのプロセスの流れ図が図１において提供される。示されるように、天然ガスまたはメタンの流れは、溶媒中に吸収され、飽和流体形態の貯蔵／運搬混合物を生成する。使用される溶媒に依存して、その溶媒内でガスの望ましい体積比を得るために、異なる最適温度および圧力パラメータが必要とされる。

操作において、上記溶媒は、貯蔵容器３２において、好ましいガス貯蔵条件および溶媒液体相維持条件に合致する冷却温度で貯蔵される。入口マニフォールド１０に入るガスは、ガス加圧器１２を介して、その圧力を上昇させられる。加圧器１２を出るガスは、次いで、空気クーラー／冷却器の列１４を通る間に、貯蔵されている溶媒と同じ温度まで冷却される。冷却器の列１４を出るガスは、次いで、圧力レギュレータ１６によって管理された、制御された圧力において、流れエレメント１８を通ってミキサーまたは混合チャンバー２０に供給される。ガスの制御された圧力は、貯蔵および運搬のために処理されているガス混合物によって異なる。最適の貯蔵条件は、具体的な使用される溶媒に依存する。

ミキサー２０にはまた、ポンプ３０から注入される溶媒も供給される。溶媒の流速は、流れコントローラー３４および流れコントロールバルブ３１によって管理される。流れエレメント１８からの情報は、流れコントローラー３４に供給され、モル体積ベースで所望される溶媒流速とガスの流速とを合致させる。

入口マニフォールド１０の前のＪｏｕｌｅ Ｔｈｏｍｐｓｏｎバルブの使用は、図１には示されていない。Ｊｏｕｌｅ Ｔｈｏｍｐｓｏｎバルブは、好ましくは、（プロセスの列の圧力まで圧力を落とす必要がある）非常に高い供給源での（ｗｅｌｌ−ｈｅａｄ）圧力のために組み込まれる。バルブをまたいでの圧力低下はまた、ガスの流れにおける有効な温度の低下も生み出す。

溶媒と合流すると、ガスは吸収され、液相媒体内で運ばれる。この液相媒体は、飽和流体として、溶媒と一緒に混合チャンバー２０の下部に溜まる。飽和流体および少量の過剰量のガスは、安定化容器４０に運ばれる。過剰量のガスは、ミキサー２０によって再利用するために、圧力制御バルブ４４を通って入口マニフォールド１０にサイクルを戻される。

飽和流体は、次いで、充填ポンプ４１によって、好ましい貯蔵レベルまで圧力を上げられる。この充填ポンプ４１によって、この飽和流体は、装填ヘッダー４３に供給され、次いで装填ヘッダー４３によって供給される維持タンクまたは貯蔵容器４２に充填される。冷却されたブランケットガス（例えば、メタン、エタン、プロパン、ブタンまたはそれらの混合物）は、好ましくは、タンク４２が飽和流体で満たされる前に、タンク４２内で見出される。このブランケットガスは、タンク４２が飽和流体で満たされるにつれ液化する。船内に積まれたタンクは、好ましくは、冷却された不活性な大気のブランケットで満たされ、封入された封入物内に閉じ込められる。貯蔵された飽和流体は、貯蔵および運送の間、適切な温度に維持される。

図２に移ると、放出／取り出しサイクルのプロセス流れ図が提供される。ここで、維持タンク４２に貯蔵された飽和流体は、ガスの流れと回収される溶媒の流れとに分離される。飽和流体は、タンク４２から取り出しヘッダー４５を通って放出ポンプ５２に提供され、ここで熱交換器５４を通過するのに十分にその圧力を上昇させる。熱交換器５４において、飽和流体の温度は、飽和流体の温度は、再ガス化のための最適なエネルギーレベルを得るために上げられる。この再ガス化処理された流れは、次いで、分離器タワー５６を通過する。分離器タワー５６において、圧力の低下により溶媒を液相に戻し、ガスから分離させる。ガスの流れは、分離機タワー５６を出て、出口ヘッダー５８を通って貯蔵設備またはパイプライン設備に送達され、一方容器の下部からの溶媒は、再使用のために圧力制御バルブ６２を介して保管容器６０に戻される。

図１および図２に関して記載されたシステムおよび方法は、貯蔵および運搬のための液体媒体または液体蒸気媒体への天然ガスの吸収、ならびに市場への送達のためのガスの分離およびキャリアー媒体として再使用するための溶媒の貯留を容易にする。このプロセスは、有利に、ＣＮＧで得ることができる体積比よりも優れた天然ガスおよびメタン体積比、ＣＮＧ操作の性能パラメータよりも強化された性能パラメータ、およびＬＮＧに対して要求される設備の適応強度の減少を提供する。貯蔵された飽和流体およびその後の再構成された送達用の製品の生成は、周囲温度で加圧されたガスへ戻すＣＮＧまたはＬＮＧのいずれかの処理および再構成に関するものよりも、少ないエネルギー消費で有利に成し遂げられる。さらに、液体媒体において保持される天然ガスまたはメタンは、ＣＮＧの送達に関する圧縮、徐圧および縮小圧縮（ｄｒａｗｄｏｗｎ−ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎ）段階と比較して、単純にポンプすることによって有利に運搬される。当業者が理解するように、このことは、現代の産業的な提案における冷却ＣＮＧの貯蔵および運搬に関する経済面を、大いに改善する。

ＣＮＧの取り扱いに対するコストにおける減少は、より軽量で高い強度の材料（しばしば、性質が強化された合成物または繊維）の使用による、閉じ込めに対する必要資本における減少にさらに関連する。上で引用されたより低い操作圧力に対するより低量の材料についての影響が、本発明の経済的な実行可能性にさらに加えられることが、当業者によって理解される。

慣習的なプロセス（例えば、Ｔｅａｌの米国特許第５，５１３，０５４号を参照のこと）とは異なり、本発明のプロセスは、燃料混合物の作製は意図しないが、むしろ再使用のために溶媒が回収される天然ガス（メタン）の貯蔵および運搬を意図する。混合物は、液相において、またはガス混合物の液相包装内の両方で、媒体の運搬を有利に可能にする。

プロセス条件は、好ましくは、使用される吸収流体または溶媒のそれぞれの効率性の限界に従って決定される。図３ａ〜ｃ、図４ａ〜４ｃおよび図５ａ〜５ｃに移ると、種々の圧力および温度条件ならびにエタン（Ｃ２）、プロパン（Ｃ３）およびブタン（Ｃ４）溶媒の種々の飽和流体混合物濃度の下でのメタン（Ｃ１）の体積比が示される。図３ａ、図３ｂおよび図３ｃは、メタン（Ｃ１）の体積比が、選択された溶媒濃度および温度条件に対して、約１２００ｐｓｉｇ〜約２１００ｐｓｉｇの範囲の圧力において、ＬＮＧの約１／３〜１／２の範囲であることを図示する。図４ａ、図４ｂおよび図４ｃに示されるように、メタン（Ｃ１）の体積比は、選択された溶媒濃度および圧力条件に対して、約−３０°Ｆ〜−６０°Ｆ未満の範囲の温度において、ＬＮＧの約１／３〜１／２の範囲にある。図５ａ、図５ｂおよび図５ｃにおいて示されるように、メタン（Ｃ１）の体積比は、選択された温度および圧力条件に対して、約１５％ｍｏｌ〜約２５％ｍｏｌの範囲のエタン（Ｃ２）濃度、約１０％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌの範囲のプロパン（Ｃ２）濃度、および約１０％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌの範囲のブタン（Ｃ４）濃度において、ＬＮＧの約１／３〜１／２の範囲にある。

従って、本発明は、ＣＮＧ操作において得ることができる体積比よりも優れた液体形態における天然ガス体積比を得、結果として、好ましくは２２５０ｐｓｉｇ以下の圧力、そして好ましくは約１２００ｐｓｉｇ〜約２１５０ｐｓｉｇの圧力、ならびに約−２０°Ｆ〜約−１００°Ｆの範囲の温度、より好ましくは−８０°Ｆ以上の温度、そしてより好ましくは−４０°Ｆ〜−８０°Ｆの範囲の温度を使用することによって、規模の経済学を得る。天然ガスまたはメタンは、溶媒（好ましくは、液体エタン、液体プロパンもしくは液体ブタン、またはそれらの組み合わせ）と、以下の濃度で合わされる：好ましくは約２５％ｍｏｌ、そして好ましくは約１５％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌの範囲のエタン；好ましくは約２０％ｍｏｌ、そして好ましくは約１５％ｍｏｌ〜約２５％ｍｏｌの範囲のプロパン；または約１５％、そして約１０％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌの範囲のブタン；あるいは約１０％ｍｏｌ〜約３０％ｍｏｌの範囲のエタン、プロパンおよび／もしくはブタン、またはプロパンおよびブタンの組み合わせ。

好ましい充填および貯蔵パラメータおよび関連する圧縮性能レベルは、溶媒としてエタン、プロパンまたはブタンを使用する貯蔵された液体媒体について、以下に提供される（純粋なメタン圧縮がカッコ内に続く）：

上記Ａ、ＢおよびＣにおけるデータが示すように、記された穏やかな圧力および温度において貯蔵された液体媒体についての圧縮性能レベルは、全ての例において、２１００ｐｓｉｇおよび−６０°ＦにおけるＣＮＧと匹敵する。圧縮率についてのＡ、ＢおよびＣに対する類似の性能レベルは、（１）２１００ｐｓｉｇの圧力範囲および−３０°Ｆ〜−２０°Ｆの温度；ならびに（２）２５００ｐｓｉｇの圧力範囲および−１０°Ｆ〜０°Ｆの温度において、純粋なメタンについて予測され得る。

上記ガスは、好ましくは、外気から−１００°Ｆに至るまでの低温での適用のためには複合容器および相互接続ホースを使用して、そして−４０°Ｆに至るまでの中程度の温度での適用のためにはスチール容器を使用して、液体媒体内で貯蔵および運搬される。運搬方法は、濃縮形態で閉じ込められた天然ガスを使用する、従来の道路方式、鉄道方式および船舶方式による。運搬容器は、カスタム設計であってもよいし、陸地または海上での使用が意図される現存の形態の適応であってもよい。正常である（ｎｏｎ−ｅｘｏｔｉｃ）ことが証明された設備の材料仕様書が、貯蔵容器設計において使用されることが意図される。

貯蔵および運送の間の冷却は、カスケードプロパン（ｃａｓｃａｄｅ ｐｒｏｐａｎｅ）のような現在利用可能な多数の証明済みの市販のシステムのうちのいずれかであり得る。当業者は、より低温へのより効率的な冷却をもたらすそのような装置における改善が、本発明において圧縮性能の改善をもたらすことを認識する（図３ａ〜５ｃを参照のこと）。天然ガスを再び気化させるための、脱圧縮（ｄｅ−ｐｒｅｓｓｕｒｉｎｇ）（吸収性液体を元に戻すのに必要とされるような）および加熱は、ＣＮＧシステムにおいて予想される３０００ｐｓｉｇ以上と比較して、わずか１５００ｐｓｉｇの圧力において開始することにより、最小限のエネルギーしか必要としない傾向がある。このことはまた、装填時間および取り出し時間について、好ましい影響を有する。

上述の明細書において、本発明が、その具体的な実施形態を参照して説明されてきた。しかしながら、本発明の広範な趣旨および範囲から逸脱することなく、本発明に種々の改変および変化がなされ得ることは明白である。例えば、読者は、本明細書中に記載されるプロセス流れ図において示されるプロセス作動の具体的な順序および組み合わせは、他にそうでないと述べられていない限り、単なる例示であり、本発明が、異なるかもしくはさらなるプロセス作動を使用して、またはプロセス作動の異なる組み合わせもしくは順序を使用して、実施され得ることを理解する。別の例のように、１つの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され、そして整合される。当業者に公知の特徴およびプロセスは、必要に応じて、同様に組み込まれる。さらに、かつ明らかに、特徴は必要に応じて加えられるかまたは除かれる。したがって、本発明は、添付の特許請求の範囲およびその等価物以外に関しては、限定されない。

図１は、本発明の充填サイクルのプロセスを示す、プロセス図である。 図２は、本発明のプロセスの放出／取り出しサイクルのプロセスを示すプロセス図である。 図３ａは、選択された温度における２５％エタン（Ｃ２）混合物についての種々の圧力条件下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図３ｂは、選択された温度における２０％プロパン（Ｃ３）混合物についての種々の圧力条件下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図３ｃは、選択された温度における１５％ブタン（Ｃ４）混合物についての種々の圧力条件下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図４ａは、選択された圧力における２５％エタン（Ｃ２）混合物についての種々の温度条件下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図４ｂは、選択された圧力における２０％プロパン（Ｃ３）混合物についての種々の温度条件下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図４ｃは、選択された圧力における１５％ブタン（Ｃ４）混合物についての種々の温度条件下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図５ａは、選択された温度および圧力条件における、種々の濃度のエタン（Ｃ２）溶媒の下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図５ｂは、選択された温度および圧力条件における、種々の濃度のプロパン（Ｃ３）溶媒の下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。 図５ｃは、選択された温度および圧力条件における、種々の濃度のブタン（Ｃ４）溶媒の下でのメタン（Ｃ１）の体積比を示すグラフである。

Claims (26)

1. 天然ガスと適切な溶媒とを混合して、運搬／貯蔵に適する液体を得るためのプロセスであって、該プロセスは：
   約−８０°Ｆ以上の温度まで天然ガスと溶媒とを冷却する工程；
   該天然ガスと該溶媒とを合わせて、天然ガスと溶媒との液体媒体にする工程；および、
   約２１５０ｐｓｉｇ未満の圧力で、該液体媒体を圧縮する工程、
   を包含する、プロセス。
2. 前記冷却工程が、約−６０°Ｆ以上の温度まで前記天然ガスと前記溶媒とを冷却する工程を包含する、請求項１に記載のプロセス。
3. 前記圧縮工程が、約１４４０ｐｓｉｇ未満の圧力で前記液体媒体を圧縮する工程を包含する、請求項１に記載のプロセス。
4. 前記冷却工程が、約−６０°Ｆ以上の温度まで前記天然ガスと前記溶媒とを冷却する工程を包含する、請求項３に記載のプロセス。
5. 前記冷却工程が、約−４０°Ｆ〜約−８０°Ｆの範囲の温度まで前記ガスと前記溶媒とを冷却する工程を包含する、請求項１に記載のプロセス。
6. 前記冷却工程が、約−４０°Ｆ〜約−８０°Ｆの範囲の温度まで前記ガスと前記溶媒とを冷却する工程を包含する、請求項３に記載のプロセス。
7. 前記圧縮工程が、約１２００ｐｓｉｇ〜約２１５０ｐｓｉｇの範囲の圧力で前記液体媒体を圧縮する工程を包含する、請求項１に記載のプロセス。
8. 前記冷却工程が、約−６０°Ｆ以上の温度まで前記ガスと前記溶媒とを冷却する工程を包含する、請求項７に記載のプロセス。
9. 前記冷却工程が、約−４０°Ｆ〜約−８０°Ｆの範囲の温度まで前記ガスと前記溶媒とを冷却する工程を包含する、請求項７に記載のプロセス。
10. 前記溶媒がエタンである、請求項１に記載のプロセス。
11. 前記溶媒がプロパンである、請求項１に記載のプロセス。
12. 前記溶媒がブタンである、請求項１に記載のプロセス。
13. 前記ガスがメタンである、請求項１に記載のプロセス。
14. 液体媒体中に天然ガスを閉じ込める方法であって、該方法は：
    約−８０°Ｆ以上の温度まで天然ガスを含有する該液体媒体を冷却する工程；および、
    ２１５０ｐｓｉｇを超えない圧力で、該液体媒体を圧縮する工程、
    を包含する、方法。
15. 前記液体媒体がエタンである、請求項１４に記載の方法。
16. 前記液体媒体がプロパンである、請求項１４に記載の方法。
17. 前記液体媒体がブタンである、請求項１４に記載の方法。
18. 前記温度が−６０°Ｆ以上である、請求項１４に記載の方法。
19. 前記圧力が１４４０ｐｓｉｇを超えない、請求項１４に記載の方法。
20. 前記圧力が１４４０ｐｓｉｇを超えない、請求項１８に記載の方法。
21. 貯蔵された溶媒から天然ガスを分離して、該溶媒を再利用可能にするプロセスであって、該プロセスは：
    該天然ガスと該溶媒との混合物を加熱して、該天然ガスと該溶媒とを気化させる工程；および、
    該天然ガスと該溶媒との混合物の圧力を低下させて、該溶媒がその液相に戻ることを引き起こす工程、
    を包含する、プロセス。
22. 前記天然ガスと前記溶媒との混合物を加熱する工程および該天然ガスと該溶媒との混合物の圧力を低下させる工程の前に、１４４０ｐｓｉｇ以下の圧力かつ−６０°Ｆ以上の温度で該天然ガスと該溶媒との混合物を維持する工程をさらに包含する、請求項２１に記載のプロセス。
23. 前記天然ガスと前記溶媒との混合物を加熱する工程および該天然ガスと該溶媒との混合物の圧力を低下させる工程の前に、１４４０ｐｓｉｇ以下の圧力かつ−８０°Ｆ以上の温度で該天然ガスと該溶媒との混合物を維持する工程をさらに包含する、請求項２１に記載のプロセス。
24. 前記天然ガスと前記溶媒との混合物を加熱する工程および該天然ガスと該溶媒との混合物の圧力を低下させる工程の前に、２１５０ｐｓｉｇ以下の圧力かつ−６０°Ｆ以上の温度で該天然ガスと該溶媒との混合物を維持する工程をさらに包含する、請求項２１に記載のプロセス。
25. 前記天然ガスと前記溶媒との混合物を加熱する工程および該天然ガスと該溶媒との混合物の圧力を低下させる工程の前に、２１５０ｐｓｉｇ以下の圧力かつ−８０°Ｆ以上の温度で該天然ガスと該溶媒との混合物を維持する工程をさらに包含する、請求項２１に記載のプロセス。
26. 将来の使用のために、液相で前記溶媒を貯蔵する工程をさらに包含する、請求項２１に記載のプロセス。

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