JP2011525161A - 軽炭化水素媒質における天然ガスの貯蔵および輸送のための総合システム - Google Patents

Abstract

原料ガスを積荷、処理、および調整するため、軽炭化水素溶剤内に保持される天然ガスの溶液の生成物貯蔵および輸送のため、ならびにパイプライン品質の天然ガスまたは分画生成物を市場に送達するためのシステムおよび方法。輸送船は、同一条件下で天然ガスについて達成可能であるよりも高密度の溶液成分を保持するために、パイプベースの格納システムを利用する。格納システムから溶液を積荷、輸送、および降荷し、次いで、気体状態の天然ガスを降荷するための処理システムが提供される。システムは、天然ガスおよび関連ガス生成物の移動のための総合サービスパッケージを提供するように、ＮＧＬの選択的貯蔵および輸送に適応する。貯蔵モードは、海上および陸上輸送の両方に適し、特定の用途および／または事業規模に適するようにモジュール形式で構成される。

Description

本明細書に説明される実施形態は、遠隔リザーブから輸送するための天然ガスの収集に関し、より具体的には、浮遊サービス船、プラットホーム、および輸送船に対して構成される、モジュール化貯蔵および処理機器を利用して、供給チェーンの特定のニーズに対する全体的解決策を生み出し、液体天然ガス（ＬＮＧ）または圧縮天然ガス（ＣＮＧ）システムによって達成されない手段によって実現される遠隔リザーブ、特に、天然ガス産業によって「ストランデッド」または「リモート」と見なされる規模のリザーブに関する急速な経済発展を実現する、システムおよび方法に関する。

天然ガスは、主として、陸上をパイプラインによって運ばれる。パイプラインによって生成物を移動させることが非実用的であるか、または法外に高額である場合、ＬＮＧ輸送システムが、リザーブ規模の所定の閾値を超える解決策を提供している。より大規模な施設の経済性に応じて、ＬＮＧシステムの実装は益々高額になり、産業は、より小規模かつ最も豊富なリザーブを運用する能力から後退した。これらのリザーブの多くは、遠隔に位置し、ＬＮＧシステムを使用して開発することが経済的ではなかった。近年の陸上環境および安全性の問題に対抗して、浮遊ＬＮＧ（ＦＬＮＧ）生産施設における対処的革新や、船上深海再ガス化および降荷処理トレインならびに一部の船に適合される貯蔵ももたらしたが、すべて追加の資本コストがかかる。関連する加圧ＬＮＧ（ＰＬＮＧ）技術に切り替えることによって、ＬＮＧ輸送／処理サイクルの簡素化から節約を見出すことも、産業において依然として実現していない。

図２に示されるようなＬＮＧシステム４０の場合、ガス田１２からの原天然ガス流は、ＬＮＧ生産プラント４２に入り、ここでは、最初に、天然ガス流を事前処理して、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、および窒素と水の他の硫黄化合物等の不純物を除去する必要がある。これらの不純物を除去することによって、ガスが冷蔵される時に固形物が形成され得ない。その後、Ｃ２＋炭化水素である重い末端を、−２６５Ｆの極低温状態および大気圧下で除去する。得られるＬＮＧは、大部分（少なくとも９０％）がメタンで形成されるが、Ｃ２＋およびＮＧＬは、個別の取扱および輸送システムを必要とする。ＬＮＧ生産プラント４２は、商業規模の事業のために、約数億ドルの高額の資本の前払いを必要とし、大部分が陸上用である。これらのプラントは、極低温度貯蔵施設４３も必要とし、ここからＬＮＧは、船上ＬＮＧキャリア４４に送り出され、隣接するドッキングポイントに到達する。

ＬＮＧキャリア４４は、特別に構成された極低温ガスキャリアであり、液体天然ガス生成物を、大気条件下の天然ガスの６００倍の密度で、液体天然ガス生成物を輸送する１７。ＬＮＧキャリア４４のフリートシャトルサービスは、海上ルートの市場側におけるＬＮＧ受容および処理ターミナル４６に対して実行され、これは通常、極低温度貯蔵施設４５を必要とする。これらのターミナル４６は、ＬＮＧを受容し、それを貯蔵し、大気温度に再加熱した後、それを輸送パイプライン２６のエントリ圧力に圧縮および冷却４７し、次いで、天然ガスを輸送パイプライン２６の中に注入４８して、天然ガスを市場に送達する。

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

世界市場の増大する需要のニーズを満たすＣＮＧ輸送システムの出現は、過去１０年で多くの提案を導いた。しかしながら、この同時期の間、有意義な規模で完全な商業サービスに置かれた小型システムが１つだけ存在した。ＣＮＧシステムは、動作圧力に関して、それらの格納システムの壁厚を規制する設計コードと本質的に対抗する。圧力が高いほど、貯蔵ガスの密度は良好であり、戻りも減少するが、「ガス質量対格納材料の質量」は、ＣＮＧ格納および処理機器において関連する資本に関する経済的な改善のために、産業を他の方向に視点を向けさせた。

特許文献１（Ｂｉｓｈｏｐ）において論じられる研究は、貨物（ガス）質量対格納容器質量比を改善することを目指す方向性の一例である。Ｂｉｓｈｏｐにおいて、増大する圧力は、限界を有するものとして認識され、温度を漸減し、ガスを（他者によって先行技術で説明されるように）密度相状態に移行させる一方で、ガスの液相を回避する概念は、Ｂｉｓｈｏｐによって有益であると示唆される。

ＣＮＧシステム５０の場合、図３に示されるように、再び良好な経済状態を求めて、通常、それほど要件が厳格ではない処理システムを使用し、主に水、ＣＯ２およびＨ２Ｓ（存在する場合）を、ガス田１２から受容される原ガスから除去して、パイプライン品質の天然ガスおよび市販可能な天然ガス溶液（ＮＧＬ）の流れを産生する。処理プラントを出る時に、天然ガス流は圧縮および冷却／冷蔵され５３、その後、ＣＮＧ船５４上に積荷される。通常、変位流体の使用を含む、ＣＮＧを格納船またはタンクに積荷する様々なモードが用いられる。Ｂｉｓｈｏｐは、温度ニーズに従う適切な変位流体として、純粋なグリコールまたはメタノールを提案している。

ＣＮＧの海上輸送１７中に、ＣＮＧ輸送船５４上のＣＮＧ格納タンクは、通常、−３０Ｆの低温、および１４００ｐｓｉｇ〜３６００ｐｓｉｇの圧力で動作する（車両燃料用の少量の天然ガスのパッケージは、約１０，０００ｐｓｉｇの圧力を用いて、実用的な貯蔵容積を実現する）。一般に、商用バルク輸送に対して提案される設計は、大気条件におけるガス密度の２００〜２５０倍の密度で生成物を運ぶことが意図される。低温および高圧条件下で、大気値の３００倍に近い密度は、圧縮および冷却のために高いエネルギー要件を伴い、格納船に対してさらに厚い壁を要件として可能となる。

受容ターミナルにおけるＣＮＧの降荷は、生成物が格納船から完全に排出または輸送されることを保証するために、多様な解決策を必要とする。これらの排出策は、変位流体５７の的確な使用から、ピギングの有無にかかわらず、ブローダウン５６を均衡させること、およびエネルギー消費吸引コンプレッサ５５を最終排出に使用することに及ぶ。熱を追加して（必要に応じて、ＮＧＬ抽出５８を伴い）、天然ガスの初期拡張冷却を補償する必要があり、次いで、必要に応じて、圧縮冷却５９を提供し、輸送パイプライン２６または貯蔵船２５への注入２４を行う。

しかしながら、Ｂｉｓｈｏｐにおいて説明されるＣＮＧの向上した貨物密度の回復は、依然として、天然ガスおよび軽炭化水素溶媒の液相混合を形成および保存するための方法論に関して、特許文献２（参照することにより本明細書に組み込まれる）において概説されるような液状貯蔵方法のための低処理エネルギーの組み合わせで達成可能な回復を満たしていない。天然ガスおよび軽炭化水素溶媒の液相混合は、以下、圧縮気液（ＣＧＬ）生成物と称される。

しかしながら、天然ガスの生産および市場への輸送に関する現在の解決策またはサービスは、フリーサイズであり、リモートまたはストランデッドガスリザーブの経済発展を達成しない傾向にある。したがって、液化天然ガス（ＬＮＧ）または圧縮天然ガス（ＣＮＧ）システムによって達成されない手段によって実現される、リモートまたはストランデッドリザーブの経済発展を促進するシステムおよび方法を提供することが望ましい。

米国特許第６，６５５，１５５号明細書 米国特許出願公開第２００６／００４２２７３号明細書

本明細書において、浮遊サービス船、プラットホーム、および輸送船に対して拡張可能に構成できる、モジュール化された貯蔵および処理機器を利用し、供給チェーンの特定のニーズに対する全体的解決策を生み出し、液体天然ガス（ＬＮＧ）または圧縮天然ガス（ＣＮＧ）システムによって提供されない手段によって実現される遠隔貯蔵、特に、天然ガス産業によって「ストランデッド」または「リモート」と見なされる規模の貯蔵に関する急速な経済開発を実現する、システムおよび方法を対象とする、例示的な実施形態が提供される。本明細書に説明されるシステムおよび方法は、ＬＮＧおよびＣＮＧのものとは異なり、原生産ガスを処理、調整、輸送し、パイプライン品質のガスまたは分別生成物を市場に送達することを網羅する、１つのビジネスモデルとともに、完全な価値連鎖をリザーブ所有者に提供する。さらに、本明細書に説明されるシステムおよび方法は、原生産ガスを積荷、処理、調整、（液状で）輸送、およびパイプライン品質の天然ガスまたは分別生成物を市場に送達できるようにするとともに、現在ＬＮＧ（液化天然ガス）システムに連結される源に対して補足的な天然ガスサービスを提供する。産業のニーズに応じて、ＮＧＬを輸送するサービスを提供することもできる。

開示される実施形態は、原生産または半調整ガスを受容し、ＣＧＬ生成物を調整して、このＣＧＬ生成物を市場に輸送する拡張可能な手段を提供し、ここで、パイプライン品質のガスまたは分別生成物は、ＣＮＧまたはＬＮＧシステムのいずれかよりも少ないエネルギーを利用し、ＣＮＧシステムによって提供される比よりも、天然ガス組成に対して、良好な貨物質量対格納容器質量の比を付与する方法で送達される。

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検討する際、当業者に明らかであるか、または明らかとなるであろう。

製造、構造、および操作を含む、本発明の詳細は、添付の図面の検証によって部分的に収集されてもよく、同様の参照番号は、同様の部分を示す。図面における構成要素は、必ずしも原寸通りではなく、代わりに、本発明の原理を説明する際に強調される。さらに、すべての図面は、概念を伝えることを意図し、相対サイズ、形状、および他の詳細な属性は、逐語的または正確に示されるというよりも、むしろ概略的に示される。

図１Ａおよび１Ｂは、原生産ガスを積荷、処理、調整、（液状で）輸送し、かつパイプライン品質の天然ガスまたは分別生成物を市場に送達できるようにする、ＣＧＬシステムの概略図である。 図１Ａおよび１Ｂは、原生産ガスを積荷、処理、調整、（液状で）輸送し、かつパイプライン品質の天然ガスまたは分別生成物を市場に送達できるようにする、ＣＧＬシステムの概略図である。 図２は、ＬＮＧの生産、輸送、および処理システムの概略図である。 図３は、ＣＮＧの生産、輸送、および処理システムの概略図である。 図４Ａは、ＣＧＬ生成物を生産し、ＣＧＬ生成物をパイプライン格納システムの中に積荷するための過程を示す概略フロー図である。 図４Ｂは、ＣＧＬ生成物を格納システムから降荷し、天然ガスとＣＧＬ生成物の溶媒とを分離するための過程を示す概略フロー図である。 図５Ａは、ＣＧＬ生成物を格納システムの中に積荷するための変位流体原理を示す概略図である。 図５Ｂは、ＣＧＬ生成物を格納システムから降荷するための変位流体原理を示す概略図である。 図６Ａは、相互接続金具を示すパイプ積層の実施形態の末端上面図である。 図６Ｂは、相互接続金具を示すパイプ積層の別の実施形態の末端上面図である。 図６Ｃは、一緒に並んで連結される複数のパイプ積層を示す末端上面図である。 図７Ａ−７Ｃは、パイプおよび積層支持部材の立面詳細斜視図である。 図７Ａ−７Ｃは、パイプおよび積層支持部材の立面詳細斜視図である。 図７Ａ−７Ｃは、パイプおよび積層支持部材の立面詳細斜視図である。 図８Ａ−８Ｄは、格納配管の束フレームの端面図、（図８Ａにおいて線８Ｂ-８Ｂに沿って取られた）分割断面図、平面図、および斜視図である。 図８Ａ−８Ｄは、格納配管の束フレームの端面図、（図８Ａにおいて線８Ｂ-８Ｂに沿って取られた）分割断面図、平面図、および斜視図である。 図８Ａ−８Ｄは、格納配管の束フレームの端面図、（図８Ａにおいて線８Ｂ-８Ｂに沿って取られた）分割断面図、平面図、および斜視図である。 図８Ａ−８Ｄは、格納配管の束フレームの端面図、（図８Ａにおいて線８Ｂ-８Ｂに沿って取られた）分割断面図、平面図、および斜視図である。 図９は、保持される船を横切る、連結積層パイプ束の上面図である。 図１０Ａは、ＮＧＬの部分積荷に対する格納システムの使用を示す概略図である。 図１０Ｂは、は、処理、調整、積荷、（液状で）輸送、かつパイプライン品質の天然ガスおよび分別生成物として市場に送達される原ガスを示す、概略フロー図である。 図１１Ａ−１１Ｃは、統合キャリア構成を有する改造船の上面図、平面図、および船首断面図である。 図１１Ａ−１１Ｃは、統合キャリア構成を有する改造船の上面図、平面図、および船首断面図である。 図１１Ａ−１１Ｃは、統合キャリア構成を有する改造船の上面図、平面図、および船首断面図である。 図１２Ａ−１２Ｂは、生成物ガスの処理、調整、およびＣＧＬ生産能力を有する、積荷バージの上面図および平面図である。 図１２Ａ−１２Ｂは、生成物ガスの処理、調整、およびＣＧＬ生産能力を有する、積荷バージの上面図および平面図である。 図１３Ａ−１３Ｃは、ＣＧＬ生成物輸送能力を有する、新築シャトル船の正面図、上面図、および平面図である。 図１３Ａ−１３Ｃは、ＣＧＬ生成物輸送能力を有する、新築シャトル船の正面図、上面図、および平面図である。 図１３Ａ−１３Ｃは、ＣＧＬ生成物輸送能力を有する、新築シャトル船の正面図、上面図、および平面図である。 図１４は、新築船の（図１３Ａにおいて線１４-１４に沿って取られた）断面図であり、乾舷甲板と削減された破砕帯との相対位置を示す。 図１５Ａ−１５Ｂは、分別および溶媒回復能力を有する、降荷バージの上面図および平面図である。 図１５Ａ−１５Ｂは、分別および溶媒回復能力を有する、降荷バージの上面図および平面図である。 図１６Ａ−Ｄは、ＣＧＬシャトルおよび生成物輸送能力を有する、多関節タグおよびバージの立面詳細図である。 図１６Ａ−Ｄは、ＣＧＬシャトルおよび生成物輸送能力を有する、多関節タグおよびバージの立面詳細図である。 図１６Ａ−Ｄは、ＣＧＬシャトルおよび生成物輸送能力を有する、多関節タグおよびバージの立面詳細図である。 図１６Ａ−Ｄは、ＣＧＬシャトルおよび生成物輸送能力を有する、多関節タグおよびバージの立面詳細図である。 図１７は、モジュール積荷処理トレインを通じて処理される原ガスを示す、概略フロー図である。

以下の説明において提供される実施形態は、ＣＧＬ生成物および格納容器の周囲に構築される、トータル送達システムを対象として、より具体的には、浮遊サービス船、プラットホーム、および輸送船に対して、拡張可能に構成可能なモジュール化された貯蔵および処理機器を利用して、供給チェーンの特定のニーズに対する全体的解決策を生み出し、液体天然ガス（ＬＮＧ）または圧縮天然ガス（ＣＮＧ）システムによって達成されない手段によって実現される遠隔貯蔵、特に、天然ガス産業によって「ストランデッド」または「リモート」と見なされる規模の貯蔵に関する急速な経済開発を実現する、システムおよび方法を対象とする。本明細書に説明されるシステムおよび方法は、ＬＮＧおよびＣＮＧのものとは異なり、原生産ガスを処理、調整、輸送し、かつパイプライン品質のガスまたは分別生成物を市場に送達することを網羅する、１つのビジネスモデルとともに、完全な価値連鎖をリザーブ所有者に提供する。

さらに、ＣＮＧおよびＬＮＧシステムに必要な特別な処理および措置は、ＣＧＬベースのシステムに必要ではない。格納システムの操作仕様および構成レイアウトは、混合輸送を保証する際、区分された領域における純粋エタンおよびＮＧＬ生成物の貯蔵、または船の保持も有利に可能にする。

好適な実施形態に従って、図１Ａに表されるように、天然ガス調製、ＣＧＬ生成物を混合、積荷、貯蔵、および降荷する方法は、ガス田１２およびガス市場の位置で操作される、バージ１４および２０上に搭載される処理モジュールによって提供される。ＣＧＬ生成物をガス田１２と市場との間で輸送１７する場合、輸送容器またはＣＧＬキャリア１６は、好ましくは、専用の船、改造船、あるいは多関節標準バージであり、市場物流の需要および距離、ならびに環境運用条件に従って選択される。

ＣＧＬ貨物を含むために、格納システムは、好ましくは、炭素鋼のパイプライン仕様管状正味ワークを含み、船上で持続される冷却環境内の所定の位置でネスト化される。パイプは、本質的に、連続する平行蛇行ループを形成し、弁およびマニホールドによって分割される。

船レイアウトは、通常、末端同士で接続され、単一の連続パイプラインを形成する、それぞれネスト化した貯蔵パイプの束を担持する、モジュール式棚状フレームを含む、１つ以上の絶縁および被覆貨物ホールドに分割される。貨物ホールドに配置される格納システムを封入することは、冷却窒素流またはブランケットの循環が、航海を通して貨物をその望ましい貯蔵温度で維持することを可能にする。この窒素は、不活性緩衝地帯も提供し、ＣＧＬ生成物の漏出を格納システムから監視することができる。漏出の場合、マニホールド接続は、任意の漏出するパイプ列または束を分割、分離し、かつ緊急照明弾に対して排出し、続いて、完全なホールドをブローダウンすることなく、窒素でパージできるように配置される。

送達地点または市場位置において、ＣＧＬ生成物は、変位流体を使用して、格納システムから完全に降荷され、これはＬＮＧおよび大部分のＣＮＧシステムとは異なり、「ヒール」または「ブート」量のガスも残さない。次いで、降荷されたＣＧＬ生成物は、低温処理機器における格納システムの外側で減圧され、ここで、天然ガス成分の分別が開始する。軽炭化水素液の分離処理は、標準分別トレインを使用して達成され、海上での安定性を考慮して、２つの薄型容器に分割される、整流器およびストリッパ部分を有する。

ＣＧＬからの溶媒の抽出において、小型のモジュール膜分離器を使用することもできる。この分離処理は、天然ガスを遊離して、市場仕様に調整されるようにする一方で、流体溶媒を回復する。

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

炭化水素溶媒は、船貯蔵に戻し、天然ガスの市場同調後の任意の超過Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４およびＣ５＋成分を、分別生成物として個別に降荷することができるか、または荷主の口座に入金される付加価値原料供給となり得る。

エタンおよびＮＧＬ輸送、または部分積荷輸送の場合、格納配管のセクショニングは、貨物空間の一部がＮＧＬ輸送専用に利用されるか、あるいは格納システムまたはバラスト積荷の部分積荷用に分離されることも可能にする。エタン、プロパン、およびブタンの臨界温度および特性は、分配されたＣＧＬ格納容器の構成要素を利用する、これらの生成物の液相積荷、貯蔵、および降荷を可能にする。容器、バージ、およびブイは、この目的を満たすように、相互接続される一般的または特定のモジュール処理機器で容易にカスタマイズすることができる。ボード容器上の脱プロパン化および脱部炭化モジュール、または降荷施設の利用可能性は、市場仕様がアップグレード生成物を要求する場合に、処理オプションを伴う送達を可能にする。

図１Ａに示されるように、ＣＧＬシステム１０において、ガス田源１２からの天然ガスは、好ましくは、海中パイプライン１１を通して海中コレクタ１３に転送され、次に、ＣＧＬ生成物の生産および貯蔵用に装備されるバージ１４上に積荷される。次に、ＣＧＬ生成物は、市場目的地への海上輸送１７のために、ＣＧＬキャリア１６上に積荷１５され、ここで、ＣＧＬ生成物分離のために装備される第２のバージ２０に降荷１８される。一旦分離されると、ＣＧＬ溶媒は、ＣＧＬキャリア１６に戻され１９、天然ガスは、降荷ブイ２１に降荷された後、海中パイプライン２２を通過して沿岸に到達し、必要に応じて、ガス輸送配管システム２６および／またはオンショア貯蔵２５の中に注入される２４。

生産および貯蔵用に装備されるバージ１４、ならびに分離用に装備されるバージ２０は、便宜上、契約、市場、およびガス田条件によって決定されるように、異なる天然ガス源およびガス市場目的地に対して、位置付け直すことができる。モジュールアセンブリを有するバージおよび容器１４、２０の構成は、したがって、経路、ガス田、市場、または契約条件に適するように、必要に応じて装備することができる。

代替の実施形態において、図１Ｂに示されるように、ＣＧＬシステム３０は、米国特許第７，５１７，３９１号「Ｍｅｔｈｏｄ Ｏｆ Ｂｕｌｋ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔ Ａｎｄ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｏｆ Ｇａｓ Ｉｎ Ａ Ｌｉｑｕｉｄ Ｍｅｄｉｕｍ」（参照することによって本明細書に組み込まれる）に記載されるように、原ガスの調整およびＣＧＬ生成物の生産、貯蔵、輸送、および分離用に装備される、統合ＣＧＬキャリア（ＣＧＬＣ）３４を含む。

図４Ａは、処理１００におけるステップおよびシステム構成要素を示し、ＣＧＬ生成物の生産、および格納システムにおけるＣＧＬ生成物の貯蔵を含む。ＣＧＬ処理１００の場合、簡素化された標準産業処理トレインを使用して、最初に天然ガス流１０１を格納容器用に調整する。酸性ガス、超過窒素および水とともに、重質炭化水素を除去し、ガス田のガス成分の指示に従って配管仕様を満たす。次に、好ましくは、約１１００ｐｓｉｇ〜１４００ｐｓｉｇの範囲で圧縮し、次いで、それを軽炭化水素溶媒１０２と静的ミキサー１０３内で組み合わせた後、好ましくは、冷却器１０４内で混合物を約−４０°Ｆ以下に冷却することによって、ガス流１０１を貯蔵用に調整し、ＣＧＬ生成物と称される液相媒質を生産する。参照することによって本明細書に組み込まれる、米国公開特許出願第２００６００４２２７３号は、約−４０°Ｆ〜−８０°Ｆの温度条件、および約１２００ｐｓｉｇ〜約２１５０ｐｓｉｇの圧力条件下で、ＣＧＬ生成物の供給を形成および貯蔵するための方法論を説明する。表１および２に関して以下に論じられるように、ＣＧＬ生成物は、好ましくは、約９００ｐｓｉｇ〜２１５０ｐｓｉｇの範囲の圧力、および約−４０Ｆ〜−８０Ｆの範囲の温度で貯蔵される。

ＣＧＬ生成物１０５は、変位流体１０７の背圧に逆らって、格納配管１０６の中に積荷され、ＣＧＬ生成物１０５をその液体状態で維持する。変位流体１０７の背圧は、格納容器配管１０６と変位流体貯蔵タンク１０９との間に介在する、圧力制御弁１０８によって制御される。ＣＧＬ生成物１０５は、格納配管１０６の中に積荷されると、変位流体１０７を移動させて、それを貯蔵タンク１０９に向けて流す。

図４Ｂは、格納システムからＣＧＬ生成物を降荷し、天然ガスおよびＣＧＬ生成物の溶媒を分離するための処理１１０におけるステップおよびシステムの構成要素を示す。ＣＧＬ生成物１０５を格納配管１０６から降荷するために、変位流体１０７の流れは、ポンプ１１１によって逆流し、格納配管１０６に流れ込んで、軽質ＣＧＬ生成物１０５を天然ガスおよび溶媒成分に分離するための分離タワー１１２を有する、上流トレイン１１３に向けて押し出す。天然ガスは、タワー１１２の上部から出て、輸送パイプラインに伝送される。溶媒は、分離タワー１１２の基部を出て、溶媒回復タワー１１４に流れ込み、ここで、回復された溶媒は、ＣＧＬキャリアに戻される１１７。市場仕様の天然ガスは、天然ガスＢＴＵ／Ｗｏｂｂｅ調整モジュール１１５を利用して得ることができる。

以下の表１に示されるように、ＣＧＬシステムにおいて達成可能な天然ガス貨物の密度および格納容器の質量比は、ＣＮＧシステムにおいて達成可能な値を超える。表１は、本明細書に説明される実施形態、および適格ガス混合に関するＢｉｓｈｏｐの研究によって代表されるＣＮＧシステムに適用可能な天然ガスの貯蔵に対する比較可能な性能値を提供する。

表１

表１に示される混合の比重（ＳＧ）値は、ＣＧＬ生成物混合物の制限的な値ではない。ここでは、現実的な比較レベルとして示され、ＣＧＬベースのシステム性能に対する天然ガス貯蔵密度を、Ｂｉｓｈｏｐの研究において説明される特許ＣＮＧ技術によって達成される、最適な大型商業規模の天然ガス貯蔵密度と関連付ける。

ＣＮＧ１値は、ＣＧＬ１およびＣＧＬ２の値とともに、０．７ＳＧ混合物内に含有される、０．６ＳＧ天然ガス成分の「正味」値としても示され、運用性能をＣＮＧ２として示される純粋なＣＮＧ例の値と比較する。表１に示される０．７ＳＧ混合物は、１４．５モル％の当量プロパン成分を含有する。自然界でこの０．７ＳＧ混合物を見出する可能性は、ＣＮＧ１輸送システムの場合は希であり、したがって、天然ガス混合物に重い軽炭化水素を混ぜ、Ｂｉｓｈｏｐによって提案されるように、ＣＮＧに使用される密度相混合物を得る必要がある。一方、無制限に、ＣＧＬ処理は、輸送容器の０．７ＳＧ範囲に関するこの例証で使用される生成物を意図的に生産する。

ＣＧＬ１、ＣＧＬ２、およびＣＮＧ２システムに対して示される、貨物質量対格納容器質量の比率値は、各システムによって運ばれる市場仕様天然ガスのすべての値である。市場仕様天然ガス成分のガスを送達するすべての技術の格納容器質量比を比較する目的で、混合物に貯蔵されるＣＮＧ１の「正味」成分が派生する。気相および関連圧力容器設計コードに制限されるＣＮＧシステムは、本明細書に説明される実施形態が、市場仕様の天然ガスを送達するように、ＣＧＬ生成物（液相）を使用して達成する、貨物質量対格納容器質量比（天然ガス対スチール）性能レベルを達成できないことは明らかである。

以下の表２は、ＣＧＬ生成物の格納容器条件を示し、ここで、選択貯蔵圧力および温度に対する溶媒比の変化は、貯蔵密度の改善をもたらす。前述よりも抑えた圧力および低い温度を使用することによって、および適用可能な設計コードを適用することによって、表１に示される値から、壁厚を引いた値を得ることができる。それによって、ＣＮＧに関して前述される値の３．５倍を超えるＣＧＬ生成物のガス対スチールの質量比に対して得られる値が達成可能である。

表２ ＣＧＬの選択格納容器条件における質量比（ｌｂガス／ｌｂスチール）（ＣＳＡ Ｚ６６２−０３に対する設計）

図５Ａおよび５Ｂに戻り、炭化水素産業に共通する変位流体を使用する原理が、開示される実施形態において使用される、特定の水平管状格納容器または配管に適用可能な貯蔵条件下で示される。積荷処理１２０において、ＣＧＬ生成物１０５は、吸入ライン内で開くように設定される分離弁１２１を通して、変位流体１０７の背圧に逆らって、格納システム１０６の中に積荷され、ＣＧＬ生成物１０５をその液体状態で維持する。変位流体１０７は、好ましくは、メタノールおよび水の混合液を含む。分離弁１２２は、放出ライン内で閉じるように設定される。

ＣＧＬ生成物１０５は、格納システム１０６の中に流れＦ、変位流体１０７を変位させて、変位流体タンク１０９に戻り、開くように設定されるライン内に位置付けられる分離弁１２４を通って流れるようにする。回帰ライン内の圧力制御弁１２７は、変位流体１０７を十分な背圧力で維持し、ＣＧＬ生成物１０５が、格納システム１０６において液体状態で維持されるように保証する。積荷処理の間、変位流体吸入ライン内の分離弁１２５は、閉じるように設定される。

その目的地に到達すると、ＣＧＬ容器またはキャリアは、ＣＧＬ生成物１０５を格納システムから、ポンプ１２６を利用して、変位流体１０７の流れＦを、貯蔵タンク１０９から開いた分離弁１２５を通して、格納容器パイプ束１０６に逆流させて、ＣＧＬ分離処理トレイン１２９の分別装置に向けて、軽いＣＧＬ生成物１０５を処理ヘッダの中に押し入れる、降荷処理１３２を通じて降荷する。置換ＣＧＬ生成物１０５は、分離弁１２２が開くように設定されると、処理ヘッダにおける制御弁１２３の背圧に逆らって、格納システム１０６から除去される。ＣＧＬ生成物１０５は、この時点まで液体状態で保持され、かつ圧力制御弁１２３を通過した後に供給される気体／液体処理に流れるだけである。この処理中、分離弁１２１および１２４は、閉じるように設定される。

変位流体１０７は、海上容器上の制限された貯蔵空間のさらなる利益のために、各連続パイプ束１０６の充填／排出において再利用される。パイプライン格納容器１０６は、順に、窒素ブランケットガス１２８でパージされ、「空の」パイプ束１０６を不活性状態に維持しながら、変位流体１０７のパイプ束１０６を空にする。

米国特許第７２１９６８２号は、本明細書に説明される実施形態に適用可能な１つのそのような変位流体方法を示し、参照することによって本明細書に組み込まれる。

図６Ａに戻って、一実施形態に従うパイプ積層１５０を示す。図示されるように、パイプ積層１５０は、好ましくは、パイプ束の上位積層１５４、中間積層１５５、および下位積層１５６を含み、それぞれ束フレーム１５２によって包囲され、積層間接続１５３を通して相互接続される。さらに、図６は、積荷または降荷を経る限定量の変位流体を仕切りの内外に往復させて、パイプ束を一連の短い長さ１５８および１５９に分割できるようにする、マニホールド１５７およびマニホールド相互接続１５１を示す。

図６Ｂは、パイプ積層１６０の別の実施形態である。図示されるように、パイプ積層１６０は、好ましくは、それぞれ束フレーム１６２によって包囲され、積層間接続１６３を通して相互接続される、パイプ束の上位積層１６４、中間積層１６５、および下位積層１６６、ならびに積荷または降荷を経る限定量の変位流体を仕切りの内外に往復させて、パイプ束を一連の短い長さ１６８および１６９に区分できるようにする、マニホールド１６７およびマニホールド相互接続１６１を含む。

図６Ｃに示されるように、いくつかのパイプ積層１６０は、互いに隣接して連結することができる。パイプは、基本的に、連続する平行蛇行ループを形成し、弁およびマニホールドによって区分される。容器レイアウトは、通常、モジュール式棚状フレームを含み、それぞれ単一の連続パイプラインを形成するように、末端同士が接続されたネスト化貯蔵パイプの束を担持する、１つ以上の絶縁および被覆貨物ホールドに分割される。

図７は、１つ以上のパイプ支持部材１８３を保持するフレーム１８１を含む、パイプ支持１８０を示す。パイプ支持部材１８３は、好ましくは、（空洞１８４内に配置される）積層パイプ１８２の自己質量の垂直荷重を下のパイプに印加することなく、各パイプ層に対する温度移動を可能にする、工学的材料から形成される。

図８Ａ〜８Ｄに示されるように、パイプ束を保持するために、被包フレームワークが提供される。フレームワークは、パイプ支持１８０のフレーム１８１に連結される横材１７１およびパイプ支持フレーム１８１を一緒に相互接続する対を含む。フレーム１８１、１７１および工学的支持１８３は、ホールドの基部に対するパイプおよび貨物の垂直荷重を担持する。フレームは、２つのスタイル１７０および１７２で構成され、パイプ束の積層が、図６Ｃ、８Ａ、８Ｂおよび８Ｃに示されるように、隣接して配置されると相互係止する。これは、検査および修繕の目的で、有益な位置および個別の束を除去する能力を可能にする。

図９は、束１７０および１７２を順に積層し、束フレームワーク１８１および１７１に対するパイプおよびＣＧＬ貨物の質量を、ホールド１７４の床に移動させて、弾性フレーム接続１７３を通して、ホールド１７４の壁全体および壁に沿って相互係止し、容器内の有益な位置を可能にする様子を示し、これは、容器が動作中であり、海水の動きの影響を受けやすい場合に重要な特徴である。完全荷重状態の個別のパイプストリングは、追加として、ＬＮＧおよびＮＧＬ等の他の海上用途において問題となる、ＣＧＬ貨物のスロッシングを排除する。したがって、水平および垂直力は、このフレームワークを通して、船の構造に移動させることができる。

図１０Ａは、格納システム２００の分離能力を示し、次に、これを使用して、ＣＧＬ生成物の積荷および降荷に使用されるように、同一置換システムによって積荷および降荷される、ＮＧＬを運ぶことができる。図示されるように、格納システム２００は、ＮＧＬ格納容器２０２およびＣＧＬ格納容器２０４に分割することができる。積荷および降荷マニホールド２１０は、１つ以上のパイプ束積層２０６を田のパイプ束積層２０６から分離するように、１つ以上の分離弁２０８を含むことが示される。ＣＧＬおよびＮＧＬ生成物は、パイプ束２０６の中に積荷され、外側に降荷される時、積荷および降荷マニホールド２１０を通って流れる。変位流体マニホールド２０３は、変位流体貯蔵タンク２０９に連結され、１つ以上の分離弁２０１を有するように示される。吸入／排出ライン２１１は、パイプ束２０６のそれぞれを、分離弁２０５を通して、変位流体マニホールド２０３に連結する。ＣＧＬおよびＮＧＬ生成物は、吸入／排出ライン２１１内の圧力制御弁２１３によって維持され、ＣＧＬおよびＮＧＬ生成物を液体状態で維持するのに十分な変位流体背圧下で積荷および降荷される。積荷および降荷マニホールド２１０は、通常、降荷ホースに直接接続される。しかしながら、陸揚げされた生成物の仕様を改善するために、ＣＧＬ降荷トレイン内の脱プロパン化および脱ブタン化船を通して、選択的にＮＧＬを経由させることができる。

図１０Ｂに戻り、ＣＧＬシステムの分別生成物を送達する、送達ガスのＢＴＵ内容物を制御する、追加のモジュール処理ユニット（例えば、アミンユニットガス加糖パッケージ）を有する様々な吸入ガス仕様の条件に適合させる能力の柔軟性が示される。図示されるように、実施例の過程２２０において、原ガスは、ガス乾燥モジュール２２６において脱水を経る前に、水および他の望ましくない成分を除去するためのガス調整モジュールの吸入ガス洗浄器２２２の中に流れ込む。必要に応じて、オプションのアミンモジュール２２４を使用してガスを加糖し、Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、および他の酸性ガスを除去する。次に、加糖ガスは、標準ガス処理トレインモジュール２３０を通過し、連続する分別モジュール２３２、２３４、２３６および２３８において分別される。この時点で、ライトエンド（Ｃ１およびＣ２）ＢＴＵ要件を、必要に応じて、天然ガスＢＴＵ／Ｗｏｂｂｅ調整モジュール２３９を使用して調整する。次に、図１０Ａに関して説明されるように、分別生成物−ＮＧＬ−（Ｃ３〜Ｃ５＋）は、シャトルキャリアのパイプライン格納システムの指定部分に保存される。天然ガス（Ｃ１およびＣ２）は、圧縮器モジュール２４０において圧縮され、計量および溶媒混合モジュール２４２において溶媒Ｓと混合され、冷蔵モジュール２４４において冷却されて、ＣＧＬ生成物を生成し、これもキャリア２５０上のパイプライン格納システム内に保存される。キャリア２５０は、市場要件に基づいて降荷することができる、そのパイプライン格納システムにおいても、分別生成物とともに積荷される。市場位置に到達すると、ＣＧＬ生成物は、キャリア２５０から降荷容器２５２に降荷され、天然ガス生成物を天然ガスパイプライン２６０に降荷する時に、溶媒は、降荷容器２５２からＣＧＬキャリア２５０に戻り、溶媒回復ユニットと適合される。他のＮＧＬは、市場のＮＧＬパイプラインシステム２６２に直接送達することができる。

図１１は、変換された単一船体油タンカー３００の好適な配置を、除去し、新しいホールド壁３０１と置換され、現在ホールドを充填しているパイプ束３４０内に担持される貨物の基本的に三重壁格納容器を提供する、その油タンクとともに示す。図示される実施形態は、船上に搭載される完全なモジュール処理トレインを有する、統合キャリア３００である。これは、船が沿岸積荷ブイを使用できるようにし（図１Ｂを参照）、貯蔵用の天然ガスを調整してＣＧＬ貨物を生成した後、ＣＧＬ貨物を市場に輸送し、降荷中に炭化水素溶媒をＣＧＬから分離して次の航行で再利用し、天然ガス貨物を降荷ブイ／市場施設に移動できるようにする。ガス田の規模、自然生産率、船容量、フリートサイズ、量および船訪問の頻度、ならびに市場までの距離に応じて、システム構成は異なり得る。例えば、船の重複係留を有する２つの積荷ブイは、連続的なガス田生産を保証するために必要な積荷間ガス田貯蔵の必要性を低減することができる。

上述されるように、キャリア船３００は、モジュール化処理機器を有利に含み、例えば、冷蔵熱変換器モジュール３０４を有する、モジュール化ガス積荷およびＣＧＬ生産システム３０２、冷蔵圧縮器モジュール３０６、および排出口洗浄器モジュール３０８、および発電モジュール３１２、熱媒介モジュール３１４、窒素生成モジュール３１６、およびメタノール回復モジュール３１８を有する、モジュールＣＧＬガス化降荷システム３１０を含む。船上の他のモジュールは、例えば、計量モジュール３２０、ガス圧縮器モジュール３２２、ガス洗浄器モジュール３２４、液体置換ポンプモジュール３３０、ＣＧＬ循環モジュール３３２、天然ガス回復タワーモジュール３３４、および溶媒回復タワーモジュール３３６を含む。船は、好ましくは、特殊任務モジュール空間３２６およびガス積荷および降荷接続３２８も含む。

図１２は、ＣＧＬ生成物を生産するように処理トレインを担持する積荷バージ４００の一般的な配置を示す。経済性の平衡として、処理機器を共有する必要性を示唆し得る。生産ガス田に連結される単一の処理バージは、「シャトル船」として構成される一連の船として機能し得る。連続的な積荷／生産がガス田の運用に重要であり、送達サイクルにおける臨界点が輸送船の到着タイミングに関与する場合、統合スイングまたはオーバーフロー、緩衝または生成物スイング貯蔵能力を有するガス処理船が、単純積荷バージ（ＦＰＯ）の代わりに利用される。それに対応して、シャトル輸送船は、図１５に関して構成される降荷バージによって、市場側で補修される。カスタムフリートにおけるすべての船上の積荷および降荷処理トレインの資金を提供する負担は、したがって、航海の積荷および降荷時点において、係留される船上にこれらのシステムを統合することによって、全体フリート費用から除去される。

積荷バージ４００は、好ましくは、ＣＧＬ生成物貯蔵モジュール４０２およびモジュール化処理機器を含み、例えば、ガス計量モジュール４０８、モル篩モジュール４１０、ガス圧縮モジュール４１２および４１６、ガス洗浄器モジュール４１４、発電モジュール４１８、燃料処理モジュール４２０、冷却モジュール４２４、冷蔵モジュール４２８および４３２、冷蔵熱変換モジュール４３０、および排出口モジュール４３４を含む。さらに、積荷バージは、好ましくは、特殊任務モジュール空間４３６、溶媒をキャリアから受容するためのライン４０５を有する積荷ブーム４０４、ＣＧＬ生成物をキャリアに輸送するためのライン４０６、ガス受信ライン４２２、ならびにヘリポートおよび制御センター４２６を含む。

市場需要の変化および天然ガス供給とＮＧＬのスポット市場の価格決定に従って、任意の数のポートを送達する柔軟性は、個別の船を、天然ガスをそのＣＧＬ貨物から降荷し、次の航海で使用するための調整において、炭化水素溶媒を洗浄貯蔵にリサイクルするために自己完結するように構成する必要がある。そのような船は、現在、選択したポートの個別の市場仕様を満たすように、交換可能なガス混合物を送達する柔軟性を有する。

図１３Ａ〜Ｃは、ＣＧＬ生成物貯蔵および降荷バージに降荷するために構成される新築船５００を示す。船は、格納システムおよびその内容物の貨物考慮を中心として構築される。好ましくは、船５００は、前方操舵室位置５０４、主として乾舷甲板５１１の上の格納容器位置、およびバラスト下５０５を含む。格納システム５０６は、複数の貨物領域５０８Ａ〜Ｃに分割することができ、それぞれ船５００の両側面において、崩壊領域５０３を減少させる。船構造に係留される相互係止束フレームおよび包囲設計は、この構成コードの解釈を可能にし、貨物空間に占有される船殻容積の最大利用を可能にする。

船５００の後方において、改造船の船上で使用可能となるよりも小さい領域において、必要な処理機器をモジュール配置するために、甲板空間が提供される。モジュール化した処理機器は、例えば、変位流体ポンプモジュール５１０、冷蔵コンデンサモジュール５１２、冷蔵洗浄およびエコノマイザモジュール５１４、燃料処理モジュール５１６、冷蔵圧縮器モジュール５２０、窒素生成器モジュール５２２、ＣＧＬ生成物循環モジュール５２４、水処理モジュール５２６、および逆浸透水モジュール５２８を含む。図示されるように、ＣＧＬ生成物の格納システム５０６に対する格納容器の適合は、好ましくは、水面よりも上である。１つ以上のモジュールを含み得る、格納システム５０６の格納容器モジュール５０８Ａ、５０８Ｂ、および５０８Ｃは、１つ以上の格納容器ホールド５３２内に位置付けられ、窒素フードまたはカバー５０７内に封入される。

図１４に戻って、格納ホールド５３２を通る船５００の断面は、崩壊した領域５０３を示し、これは、好ましくは、船５００、バラストおよび変位流体貯蔵領域５０５、ホールド５３２内に位置付けられる積み上げられた格納パイプライン束５３６、およびパイプライン束５３６を封入する窒素フード５０７の全体幅の約１８％に低減される。図示されるように、すべてのマニホールド５３４は、パイプライン束５３４の上にあり、すべての接続が水面ＷＬよりも上になることを保証する。

図１５は、ＣＧＬ生成物を分離するように、処理トレインを担持する降荷バージ６００の一般的な配置を示す。降荷バージ６００は、好ましくは、モジュール化した処理機器を含み、例えば、天然ガス回復カラムモジュール６０８、ガス圧縮モジュール６１０、６１２および６１４、ガス洗浄器モジュール６１４、発電モジュール６１８、ガス計量モジュール６２０、窒素生成モジュール６２４、蒸留支持モジュール６２６、溶媒回復カラムモジュール６２８、および冷却モジュール６３０、排出口モジュール６３２を含む。さらに、降荷バージ６００は、図示されるように、ヘリポートおよび制御センター６４０、天然ガスを市場輸送パイプラインに伝送するためのライン６２２、キャリア船からＣＧＬ生成物を受容するためのライン６０５を含む降荷ブーム６０４、および溶媒をキャリア船に戻すためのライン６０６を含む。

図１６は、降荷構成を有する、多関節タグ−バージシャトル７００の一般的な配置を示す。バージ７００は、格納システムおよびその内容物の貨物考慮を中心として構築される。好ましくは、バージ７００は、ピン７１４およびハシゴ７１２構成によって、バージ７０１に連結可能なタグ７０２を含む。１つ以上の格納容器ホールド７０６は、主に乾舷甲板の上に提供される。バージ７０１の後方において、改造船の船上で使用可能となるよりも小さい領域において、必要な処理機器をモジュール配置するために、甲板空間７０４が提供される。バージ７００は、降荷ブイ２１および収容ライン７０８に連結可能な降荷ライン７１０を含む、降荷ブームをさらに含む。

開示される実施形態は、実施形態に関連付けられる処理エネルギー需要が低いため、有利に、ガス田で生成されるガスのより大きな部分を市場で入手可能にする。処理エネルギーのすべては、ガス田で生成される天然ガスのユニットＢＴＵ内容物に対して測定することができると想定して、ＬＮＧ、ＣＮＧ、およびＣＧＬ処理システムのそれぞれの要件のパーセンテージ内訳を表す測定値は、表３において以下に示されるように一覧にすることができる。

各システムは、高位発熱量（ＨＨＶ）１０８５ＢＴＵ／ｆｔ３で開始する。ＬＮＧ処理は、ＮＧＬの抽出による輸送の場合、ＨＨＶを１０１５ＢＴＵ／ｆｔ３に低減する。ＬＮＧ例の場合は、ＮＧＬのエネルギー内容物を固定および認める組成ＢＴＵを含めて、条件を平等にする。発熱率９７５０ＢＴＵ／ｋＷは、すべての例において使用される。

表３：典型的なＬＮＧ、ＣＮＧ、およびＣＧＬシステムのエネルギーバランスの概要

ＮＧＬに対する信用により、ＬＮＧ処理は、総価値８５％のＢＴＵの市場送達にまとめられ、この量は、依然として本発明の送達可能な量よりも少ない。結果は、個別の技術に対して典型的である。表３に提供されるデータは、以下のＬＮＧ−Ｚｅｕｓ Ｅｎｅｒｇｙ Ｃｏｎｓｕｌｔｉｎｇ Ｇｒｏｕｐによる第三者の報告（２００７）、ＣＮＧ−リバースエンジニアリングのＢｉｓｈｏｐの特許第６６５５１５５号、およびＣＧＬ−ＳｅａＯｎｅ Ｃｏｒｐ．による内部研究から得た。

開示される実施形態全体は、それらの様々な構成のすべてにおいて、これまでＬＮＧまたはＣＮＧシステムのいずれかによって提供されているよりも、遠隔ならびに開発中の天然ガスリザーブにアクセスするための装置の実用的かつ早急な開発を提供する。必要な材料は、外来ではなく、標準的な油田源から容易に供給することができ、世界中の多数の産業地で製造され得る。

図１７に戻って、液体貯蔵液ＣＧＬとなるように、ガス源８１０から原ガスを得る積荷処理トレイン８００上で使用される典型的な装置が示される。図示されるように、モジュール接続点８０１、８０９、および８１７は、図１２Ａおよび１２Ｂに表される積荷バージ４００上の積荷処理トレイン、および図１１Ａ〜１１Ｃに表される統合キャリア３００が、多種多様な世界中のガス源に応えることを可能にする。これらの多くは、「典型的ではない」と見なされる。図示されるように、源８１０から受容される「典型的な」原ガスは、１つまたは複数の分離船８１２に供給され、ここで、沈下、塞流、または遠心作用によって、より重い凝縮物、固体粒子、および地層水をガス流から分離する。ガス流自体は、モジュール接続ポイント８０１において、開いたバイパス弁８０３を通過して脱水船８１４に至り、ここで、グリコール液における吸収またはパックの乾燥剤における吸着によって、残りの水蒸気を除去する。次に、ＮＧＬを抽出するために、モジュール接続ポイント８０９および８１７において、ガス流を開いたバイパス弁８１１および８１９を通して、モジュール８１６に流す。これは、通常、ターボエキスパンダであり、圧力の低下が冷却をもたらし、ＮＧＬをガス流から脱落させる。代替として、油吸収システムを使用する旧来の技術をここで使用することができる。次に、天然ガスを調整して、ＣＧＬ液体貯蔵液を調製する。ＣＧＬ溶液は、上で図４Ａに関して論じられるように、ガス流を冷却し、それを静的ミキサー内で炭化水素溶媒に導入することによって、混合トレイン８１８内で生成される。得られるＣＧＬのさらなる冷却および圧縮は、貯蔵用の生成物を調整する。

しかしながら、Ｓｏｕｔｈ Ｐａｒｓガス田等のガス田から得た高い内容物凝縮物を伴うガスは、分離機器８１２に追加の分離能力を提供することによって処理することができる。ＣＯ２およびＨ２Ｓ、塩化物、水銀、および窒素等の望ましくないレベルの酸性ガスを伴う、天然ガス混合の場合、モジュール接続点８０１、８０９および８１７における、バイパス弁８０３、８１１および８１９は、必要に応じて閉じることができ、ガス流は、各バイパスステーション８０１、８０９および８１７によって示される、関連分岐管および分離弁８０５、８０７、８１３、８１５、８２１および８２３に付随する、処理モジュール８２０、８２２および８２４を経由する。例えば、許容されないレベルの酸性ガスを含有する、ＳａｂａｈおよびＳａｒａｗａｋ等のマレーシア深海ガス田からの原ガスは、閉じたバイパス弁８０３を迂回し、開いた分離弁８０５および８０７、ならびに付随のモジュール８２０を経由させることができ、ここで、アミン吸収および鉄スポンジシステムは、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、および硫黄化合物を抽出する。水銀および塩化物を除去するための処理システムモジュールは、脱水ユニット８１４の下流に最適に位置付けられる。このモジュール８２２は、閉じたバイパス弁８１１を迂回し、開いた分離弁８１３および８１５を経由するガス流を取り、ガラス化処理、分子篩、または活性炭素フィルタを含む。メキシコ湾の一部の領域からの原ガスにおいて見出されるような高レベルの窒素を有する原ガスの場合、ガス流は、閉じたバイパス弁８１９を迂回し、開いた分離弁８２１および８２３を経由して、天然ガス流を規模により選択した処理モジュール８２４に通し、ガス流から窒素を除去する。使用可能な処理の種類には、膜分離技術、吸収／吸着タワー、および容器窒素パージシステム及び貯蔵事前冷却ユニットに付随する極低温処理が挙げられる。

上述の抽出処理は、ＮＧＬモジュール８１６への第１段階を提供することもでき、東カタールガス田において見出されるもの等の高液化混合を取り扱うために必要な追加の能力を支援する。

前述の明細において、本発明は、その特定の実施形態を参照して説明された。しかしながら、本発明の広範な精神および範囲から逸脱することなく、様々な修正及び変更をそこに行ってもよいことは明らかである。例えば、読者は、本明細書に説明される処理フロー図に示される処理動作の特定の順序および組み合わせは、単なる例示にすぎず、特に定めのない限り、本発明は、異なる処理動作または追加の処理動作、あるいは異なる処理動作の組み合わせまたは順序を使用して行うことができることを理解するであろう。別の実施例として、一実施形態の各特徴は、他の実施形態に示される他の特徴と組み合わせ、適合させることができる。当業者に知られる特徴および処理は、同様に、必要に応じて統合されてもよい。追加として、および明らかに、特徴は必要に応じて追加されたり、または差し引かれたりし得る。したがって、添付の特許請求の範囲およびそれらの均等物を考慮することを除いて、本発明は制限されるものではない。

Claims (27)

1. 天然ガスを処理し、貯蔵し、そして供給源から市場に輸送するシステムであって、
   処理機器モジュールを備える生産バージであって、該処理機器モジュールは、天然ガスおよび炭化水素液体溶媒の混合物を液体媒質形態で含む、圧縮気液（ＣＧＬ）生成物を生産するように構成され、該生産バージは、ガス供給地間を移動可能である、生産バージと、
   同一貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える、該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度において、該ＣＧＬ生成物を貯蔵するように構成される格納システムを備える海上輸送船であって、該海上輸送船は、ＣＧＬ生成物を該生産バージから受容し、該格納システムに積荷するように構成される、海上輸送船と、
   該ＣＧＬ生成物をその天然ガス成分および溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分別、および降荷機器モジュールを備える、降荷バージであって、該降荷バージは、ＣＧＬ生成物を該海上輸送船から受容するように構成され、該降荷バージは、ガス市場降荷地間を移動可能である、降荷バージと
   を備える、システム。
2. 天然ガスを処理し、貯蔵し、そして供給源から市場に輸送するシステムにおいて、該システムは、
   処理機器モジュールを備える生産バージであって、該処理機器モジュールは、天然ガスおよび炭化水素液体溶媒の混合物を液体媒質形態で含む圧縮気液（ＣＧＬ）生成物を生産するように構成され、該生産バージは、ガス供給地間を移動可能である、生産バージと、
   同一貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える、該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度で、該ＣＧＬ生成物を貯蔵するように構成される格納システムを備える海上輸送船であって、該海上輸送船は、ＣＧＬ生成物を該生産バージから受容し、該格納システムに積荷するように構成される、海上輸送船と
   を備える、システム。
3. 供給源からの天然ガスを処理し、天然ガスおよび炭化水素液体溶媒の混合物を液体媒質形態で含む、圧縮気液（ＣＧＬ）生成物を生産、貯蔵、および輸送して、天然ガスを市場に送達するためのシステムにおいて、該システムは、
   同一貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える、該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度で、該ＣＧＬ生成物を貯蔵するように構成される格納システムを備える、海上輸送船と、
   該ＣＧＬ生成物をその天然ガス成分および溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分別、および降荷機器モジュールを備える、降荷バージであって、該降荷バージは、ＣＧＬ生成物を該海上輸送船から受容するように構成され、該降荷バージは、ガス市場降荷地間を移動可能である、降荷バージと
   を備える、システム。
4. 前記格納システムは、温度および圧力を−４０Ｆ〜−８０Ｆ、および９００ｐｓｉｇ〜２１５０ｐｓｉｇの範囲内の選択された点で維持するように、再循環設備を有するループパイプライン格納システムを備える、請求項１、２、または３に記載のシステム。
5. 前記ループパイプラインシステムは、水平にネスト化した相互接続パイプ束を備える、請求項４に記載のシステム。
6. 前記水平にネスト化したパイプシステムは、隣接するパイプ間の蛇行流動パターンのために構成される、請求項５に記載のシステム。
7. 前記パイプ束は、第１および第２のパイプ積層構成で垂直に積層可能であり、該第１および第２のパイプ積層構成は、相互に水平に相互係止可能である、請求項５に記載のシステム。
8. 前記生産バージは、処理機器モジュールを追加または除去して、前記天然ガスの組成を調整するように構成される、請求項１または２に記載のシステム。
9. 前記降荷バージは、分別機器モジュールを追加または除去して、前記天然ガスの組成を調整するように構成される、請求項１または３に記載のシステム。
10. 前記パイプ積層は、混合または部分積荷格納のために、相互から分離可能である、請求項７に記載のシステム。
11. 前記格納システムは、圧力下で前記ＣＧＬ生成物を前記格納システムに積荷し、該ＣＧＬ生成物を該格納システムから完全に変位させるための変位流体積荷および降荷システムを備える、請求項１、２、または３に記載のシステム。
12. 前記降荷システムは、降荷ガスの総熱容量を調整する手段を備える、請求項９に記載のシステム。
13. 前記格納システムは、ＣＧＬ生成物における前記天然ガスについて、約０．７３〜約０．７５ ｌｂ／ｌｂの貯蔵ガス質量対格納構造質量の比の範囲で、該ＣＧＬ生成物を貯蔵するように構成される、請求項１、２、または３に記載のシステム。
14. 天然ガスを処理し、貯蔵し、そして供給源から市場に輸送する方法であって、
    天然ガスおよび炭化水素液体溶媒の混合物を液体媒質形態で含む圧縮気液（ＣＧＬ）生成物を生産するように構成される処理機器モジュールを備える生産バージ上で天然ガスを受容することであって、該生産バージは、ガス供給地間を移動可能である、ことと、
    貯蔵および輸送のためのＣＧＬ生成物の供給を生産することと、
    該ＣＧＬ生成物を、該生産バージから、同一貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える、該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度で、該ＣＧＬ生成物を貯蔵するように構成される格納システムを備える海上輸送船上に積荷することと、
    該ＣＧＬ生成物を、該海上輸送船上の該格納システムから、該ＣＧＬ生成物をその天然ガス成分および溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分別、および降荷機器モジュールを備える、降荷バージに降荷することであって、該降荷バージは、ガス市場降荷地間を移動可能である、ことと、
    該ＣＧＬ生成物を、その天然ガス成分および溶媒成分に分離することと、
    該天然ガスを、該降荷バージから貯蔵またはパイプライン施設に降荷することと
    を含む、方法。
15. 天然ガスを処理し、貯蔵し、そして供給源から市場に輸送する方法であって、
    天然ガスおよび炭化水素液体溶媒の混合物を液体媒質形態で含む圧縮気液（ＣＧＬ）生成物を生産するように構成される処理機器モジュールを備える生産バージ上で天然ガスを受容することであって、該生産バージは、ガス供給地間を移動可能である、ことと、
    貯蔵および輸送のためのＣＧＬ生成物の供給を生産することと、
    該ＣＧＬ生成物を、該生産バージから、同一貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える、該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度で、該ＣＧＬ生成物を貯蔵するように構成される格納システムを備える海上輸送船上に積荷することと
    を含む、方法。
16. 供給源からの天然ガスを処理し、天然ガスおよび炭化水素液体溶媒の混合物を液体媒質形態で含む、圧縮気液（ＣＧＬ）生成物を生産、貯蔵、および輸送して、天然ガスを市場に送達する方法であって、
    ＣＧＬ生成物を、同一貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の貯蔵密度を超える、該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度で、該ＣＧＬ生成物を貯蔵するように構成される格納システムを備える、海上輸送船上に貯蔵することと、
    該ＣＧＬ生成物を、該海上輸送船上の該格納システムから、該ＣＧＬ生成物をその天然ガス成分および溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分別、および降荷機器モジュールを備える、降荷バージに降荷するスことあって、該降荷バージは、ガス市場降荷地間を移動可能である、ことと、
    該ＣＧＬ生成物を、その天然ガス成分および溶媒成分に分離することと、
    該天然ガスを、該降荷バージから貯蔵またはパイプライン施設に降荷することと
    を含む、方法。
17. ＣＧＬ生成物の貯蔵温度および圧力を−４０Ｆ〜−８０Ｆおよび９００ｐｓｉｇ〜２１５０ｐｓｉｇの範囲内の選択された点で維持するように、前記貯蔵したＣＧＬ生成物を再循環させることをさらに含む、請求項１４、１５、または１６に記載の方法。
18. 前記ループパイプラインシステムは、水平にネスト化した相互接続パイプ束を備える、請求項１４、１５、または１６に記載の方法。
19. 前記水平にネスト化したパイプシステムは、隣接するパイプ間の蛇行流動パターンのために構成される、請求項１８に記載の方法。
20. 前記パイプ束は、第１および第２のパイプ積層構成で垂直に積層可能であり、該第１および第２のパイプ積層構成は、互いに水平に相互係止可能である、請求項１８に記載の方法。
21. 前記生産バージ上の１つ以上の処理機器モジュールを追加または除去することによって、市場に送達される前記天然ガスの組成を調整することをさらに含む、請求項１４または１５に記載の方法。
22. 前記降荷バージ上の１つ以上の分別機器モジュールを追加または除去することによって、市場に送達される前記天然ガスの組成を調整することをさらに含む、請求項１４または１６に記載の方法。
23. 混合または部分積荷格納のために、少なくとも１つのパイプ積層を少なくとも１つの他のパイプ積層から分離することをさらに含む、請求項２０に記載の方法。
24. 前記ＣＧＬ生成物をその液体状態で維持するために十分な変位流体の背圧に逆らって、該ＣＧＬ生成物を格納システムの中に積荷することをさらに含む、請求項１４または１５に記載の方法。
25. 前記変位流体を前記格納システムの中に流し、前記ＣＧＬ生成物を該格納システムから完全に変位させることをさらに含む、請求項２４に記載の方法。
26. 降荷ガスの総熱容量を調整することをさらに含む、請求項２２に記載の方法。
27. 前記ＣＧＬ生成物を前記格納システムに貯蔵することは、該ＣＧＬ生成物における前記天然ガスについて、約０．７３〜約０．７５ ｌｂ／ｌｂの貯蔵ガス質量対格納構造質量の比の範囲で、ＣＧＬ生成物を貯蔵することを含む、請求項１４、１５、または１６に記載の方法。