"天然ガスを炭化水素溶媒と混合することにより、同じ貯蔵条件における圧縮天然ガスよりも大きい貯蔵密度での貯蔵および輸送に適した液体媒質をもたらすプロセスであって、該プロセスは、該天然ガスを該液体炭化水素溶媒と組み合わせて、該炭化水素溶媒に吸収された該天然ガスを含む単相液体媒質にすることと、-80F未満から約-120Fまでの貯蔵温度、および500psigから900psigまでの間の貯蔵圧力において、該単相液体媒質を貯蔵容器の中に貯蔵することであって、該単相液体媒質の該天然ガスは、同じ圧力および温度に対する圧縮天然ガスの貯蔵密度を超える貯蔵密度において貯蔵される、こととを含む、プロセス。前記単相液体媒質を-80F未満から約-120Fまでの貯蔵温度に冷却することと、該単相液体媒質を500psigから900psigまでの間の貯蔵圧力に圧縮することとをさらに含む、請求項1に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒は、エタン、プロパン、もしくはブタン、またはエタン、プロパン、もしくはブタン成分のうちの2つ以上の組み合わせである、請求項1に記載のプロセス。前記天然ガスは、メタンである、請求項1に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒に吸収された前記天然ガスの単相液体媒質から変質していない前記天然ガスを回収することをさらに含む、請求項1に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒に吸収された前記天然ガスの単相液体媒質の圧力を低減することであって、それにより、該天然ガスと炭化水素溶媒とを分離する、ことと、該天然ガスを加熱することであって、それにより、その気体状態を復元する、こととをさらに含む、請求項1に記載のプロセス。将来の使用のために、前記炭化水素溶媒を液相で貯蔵することをさらに含む、請求項6に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒は、エタンC2であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約270から約414までの範囲内にある、請求項1に記載のプロセス。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約9から23モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約297から約388までの範囲内にある、請求項8に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒は、プロパンC3であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約196から約423までの範囲内にある、請求項1に記載のプロセス。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約9から21モルパーセントの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約326から約392までの範囲内にある、請求項10に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒は、ブタンC4であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約158から約423までの範囲内にある、請求項1に記載のプロセス。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約6から28モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約284から約376までの範囲内にある、請求項12に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒は、75C3対25C4のプロパンバイアスを有する天然ガス液体NGL溶媒であり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約187から約423までの範囲内にある、請求項1に記載のプロセス。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約7から30モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の前記天然ガス成分の体積比は、約274から約388までの範囲内にある、請求項14に記載のプロセス。前記炭化水素溶媒は、75C4対25C3のブタンバイアスを有する天然ガス液体NGL溶媒であり、前記単相液体媒質の天然ガス成分の体積比は、約167から約423までの範囲内にある、請求項1に記載のプロセス。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約9から26モルパーセントまでの範囲内にあり、前記単相液体媒質の天然ガス成分の体積比は、約297から約373までの範囲内にある、請求項16に記載のプロセス。天然ガスを液体炭化水素溶媒と組み合わせて、該炭化水素溶媒に吸収された該天然ガスを含む単相液体媒質にすることは、該単相液体媒質が該貯蔵容器の中に貯蔵される圧力および温度に対する該単相液体媒質の該天然ガスの前記貯蔵密度を最適化するために、該液体炭化水素溶媒対該天然ガスの比を最適化することを含む、請求項1に記載のプロセス。前記液体炭化水素溶媒対天然ガスの比を最適化することは、該天然ガスの組成を監視することと、該天然ガスと組み合わされる該液体炭化水素溶媒のモルパーセントを調整することとを含む、請求項18に記載のプロセス。液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質CGL内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、エタンC2であり、該天然ガス成分の体積比は、500psigから約900psigまでおよび-80F未満から約-120Fまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約270から約414の範囲内にある、単相液体媒質。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約9から23モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約297から約388までの範囲内にある、請求項20に記載の単相液体媒質。液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質CGL内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、プロパンC3であり、該天然ガス成分の体積比は、500psigから約900psigまでおよび-80F未満から約-120Fまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約196から約423までの範囲内にある、単相液体媒質。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約9から21モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約326から約392までの範囲内にある、請求項22に記載の単相液体媒質。液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質CGL内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、ブタンC4であり、該天然ガス成分の体積比は、500psigから約900psigまでおよび-80F未満から約-120Fまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約158から約423までの範囲内にある、単相液体媒質。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約6から28モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約284から約376までの範囲内にある、請求項24に記載の単相液体媒質。液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、75C3対25C4のプロパンバイアスを有する天然ガス液体NGL溶媒であり、該天然ガス成分の体積比は、500psigから約900psigまでおよび-80F未満から約-120Fまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約187から約423までの範囲内にある、単相液体媒質。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約7から30モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約274から約388までの範囲内にある、請求項26に記載の単相液体媒質。液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガス成分を含む単相液体媒質であって、該単相液体媒質CGL内の該天然ガス成分は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える貯蔵密度まで圧縮可能であり、該炭化水素溶媒は、75C4対25C3のブタンバイアスを有する天然ガス液体NGL溶媒であり、該天然ガス成分の体積比は、500psigから約900psigまでおよび-80F未満から約-120Fまでの範囲内の貯蔵圧力および温度において、約167から約423までの範囲内にある、単相液体媒質。前記エタン炭化水素溶媒の濃度は、約9から26モルパーセントまでの範囲内にあり、前記天然ガス成分の体積比は、約297から約373までの範囲内にある、請求項28に記載の単相液体媒質。ガス輸送船であって、該ガス輸送船は、貨物倉と、格納システムとを備え、該格納システムは、該貨物倉の中に位置し、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える単相液体媒質の中の該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度において、炭化水素ガス溶媒に吸収された該天然ガスを含む該単相液体媒質を貯蔵するように適合され、該格納システムは、-80F未満から約-120Fまでの範囲内の温度、および500psigから約900psigまでの範囲内の圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように適合される、ガス輸送船。前記格納システムは、ループパイプラインシステムを含む、請求項30に記載の船舶。前記ループパイプラインシステムは、前記300psigから900psigまでの範囲内の圧力において前記単相液体媒質を貯蔵するように適合される、請求項31に記載の船舶。前記ループパイプラインシステムは、温度および圧力を制御するように適合される再循環施設を含む、請求項31に記載の船舶。前記ループパイプラインシステムは、隣接するパイプ間の蛇行流体流動パターンのために構成される、請求項31に記載の船舶。積荷および混合システムをさらに備え、該積荷および混合システムは、前記天然ガスを前記液体炭化水素溶媒と混合して、前記単相液体媒質を形成するように適合される、請求項33に記載の船舶。前記単相液体媒質から前記天然ガスを分離するための分離、分画、および降荷システムをさらに備える、請求項35に記載の船舶。前記降荷システムは、前記格納システムから前記単相液体媒質を置換するための置換手段を含む、請求項38に記載の船舶。前記置換手段は、不活性ガスを使用して置換流体を取り除くための手段をさらに備える、請求項37に記載の船舶。前記降荷システムは、降荷ガスの総熱容量を調整するための手段を備える、請求項36に記載の船舶。天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するためのシステムであって、該システムは、生産船であって、該生産船は、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成される処理機器モジュールを備え、該生産船は、天然ガス供給場所の間で移動可能である、生産船と、格納システムを備える海上輸送船であって、該格納システムは、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように適合され、該海上輸送船は、該生産船から単相液体媒質を受容し、該格納システムの中に積荷するように構成され、該格納システムは、-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される、海上輸送船と、降荷船であって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、該海上輸送船から単相液体媒質を受容するように構成され、該降荷船は、天然ガス市場降荷場所の間で移動可能である、降荷船とを備える、システム。天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するためのシステムであって、該システムは、処理機器モジュールを備える生産船であって、該処理機器モジュールは、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成され、該生産船は、天然ガス供給場所の間で移動可能である、生産船と、格納システムを備える海上輸送船であって、該格納システムは、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成され、該海上輸送船は、該生産船から単相液体媒質を受容し、該格納システムの中に積荷するように構成され、該格納システムは、-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される、海上輸送船とを備える、システム。供給源から天然ガスを処理し、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産し、貯蔵し、輸送して、天然ガスを市場に送達するためのシステムであって、該システムは、格納システムを備える海上輸送船であって、該格納システムは、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成され、該海上輸送船は、生産船から単相液体媒質を受容し、該格納システムの中に積荷するように構成され、該格納システムは、-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される、海上輸送船と、降荷船であって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、該海上輸送船から単相液体媒質を受容するように構成され、該降荷船は、天然ガス市場降荷場所の間で移動可能である、降荷船とを備える、システム。前記格納システムは、温度および圧力を-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の選択された点において維持するために、再循環施設を有するループパイプライン格納システムを備える、請求項40、41、または42に記載のシステム。前記ループパイプラインシステムは、隣接するパイプ間の蛇行流体流動パターンのために構成される、請求項43に記載のシステム。前記格納システムは、圧力下で前記単相液体媒質を該格納システムの中に積荷し、該単相液体媒質を該格納システムから完全に置換するための置換流体積荷および降荷システムを含む、請求項40、41、または42に記載のシステム。前記降荷システムは、降荷ガスの総熱容量を調整するための手段を備える、請求項40または42に記載のシステム。天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するための方法であって、該方法は、生産船上で天然ガスを受容することであって、該生産船は、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成される処理機器モジュールを備え、該生産船は、ガス供給場所の間で移動可能である、ことと、貯蔵および輸送のために単相液体媒質の供給を生産することと、該生産船から海上輸送船上に該単相液体媒質を積荷することであって、該海上輸送船は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える該天然ガスの該貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される格納システムを備える、ことと、-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を該格納システムの中に貯蔵することと、該単相液体媒質を該海上輸送船上の該格納システムから降荷船まで降荷することであって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、天然ガス市場降荷場所の間で移動可能である、ことと、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離することと、該天然ガスを該降荷船から貯蔵またはパイプライン施設に降荷することとを含む、方法。天然ガスを処理し、貯蔵し、供給源から市場へ輸送するための方法であって、該方法は、生産船上で天然ガスを受容することであって、該生産船は、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産するように構成される処理機器モジュールを備え、該生産船は、ガス供給場所の間で移動可能である、ことと、貯蔵および輸送のために単相液体媒質の供給を生産することと、該生産船からの該単相液体媒質を海上輸送船上に積荷することであって、該海上輸送船は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの該貯蔵密度を超える該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される格納システムを備える、ことと、-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において、該単相液体媒質を該格納システムの中に貯蔵することとを含む、方法。天然ガスを市場に送達するために、供給源からの天然ガスを処理し、液体炭化水素溶媒に吸収された天然ガスを含む単相液体媒質を生産し、貯蔵し、輸送するための方法であって、該方法は、該単相液体媒質を海上輸送船上に貯蔵することであって、該海上輸送船は、同じ貯蔵圧力および温度に対する圧縮天然ガスCNGの貯蔵密度を超える該天然ガスの貯蔵密度と関連付けられる該貯蔵圧力および温度において、該単相液体媒質を貯蔵するように構成される格納システムを備え、該単相液体媒質は、-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の貯蔵温度および圧力において貯蔵される、ことと、該単相液体媒質を該海上輸送船上の該格納システムから降荷船まで降荷することであって、該降荷船は、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離し、天然ガスを貯蔵またはパイプライン施設に降荷するための分離、分画、および降荷機器モジュールを備え、該降荷船は、ガス市場降荷場所の間で移動可能である、ことと、該単相液体媒質をその天然ガスおよび溶媒成分に分離することと、該天然ガスを該降荷船から貯蔵またはパイプライン施設に降荷することとを含む、方法。前記貯蔵された単相液体媒質を再循環させることをさらに含み、それにより、その貯蔵温度および圧力を-80F未満から約-120Fまでおよび約500psigから約900psigまでの範囲内の選択された点で維持する、請求項47、48、または49に記載の方法。本明細書で提供される実施形態は、より軽い構造の格納システム内の貯蔵ガスの向上した体積比を促進する温度および圧力条件下で、天然ガスおよび軽質炭化水素溶媒のより密度が高い液相混合を生成するとともに貯蔵するシステムおよび方法を対象とする。好ましい実施形態では、約300psigから約1800psigまでに及ぶ全体的圧力条件とともに-80°F未満から約-120°Fまでの全体的温度条件下、約300psigから900psig未満までに及ぶ強化圧力条件、またはより好ましくは、約500psigから900psig未満に及ぶ強化圧力条件下で、エタン、プロパン、およびブタンを含む、軽質炭化水素ベースの溶媒等の炭化水素溶媒、天然ガス液体NGLベースの溶媒、または液体石油ガスLPGベースの溶媒を使用して、同じ温度および圧力条件での圧縮天然ガスCNGおよび加圧液体天然ガスPLNGと比較した、天然ガスの貯蔵の向上した密度が可能にされる。本明細書で説明される実施形態はまた、原生産NGLを含むまたは半調整ガスを受容し、ガスを調整し、天然ガスと軽質炭化水素溶媒との液相混合を含む圧縮ガス液体CGLを生産し、CNGまたはLNGシステムよりも少ないエネルギーを利用し、CNGシステムによって提供されるものよりも良好な天然ガス組成の良好な貨物質量対格納質量の比を輸送において付与する方式で、パイプライン品質のガスまたは分画生成物が送達される、CGL生成物を市場に輸送する拡張可能な手段を対象とする。実施形態の他のシステム、方法、特徴、および利点は、以下の図面および発明を実施するための形態を検討すると、当業者に明白となるであろう。製造、構造、および操作を含む、実施形態の詳細は、類似参照数字が類似部品を指す、添付の図面の検証によって部分的に収集され得る。図中の構成要素は、必ずしも原寸通りではなく、代わりに、本明細書で説明される実施形態の原理を図示することが強調される。また、全ての説明図は、概念を伝えることを目的とし、相対サイズ、形状、および他の詳細な属性は、逐語的または正確に図示されるよりもむしろ概略的に図示され得る。本明細書で提供される実施形態は、軽量構造の格納システム内の貯蔵ガスの向上した体積比を促進する温度および圧力条件下で、天然ガスと軽質炭化水素溶媒との液相混合を生成するとともに貯蔵するシステムおよび方法を対象とする。好ましい実施形態では、約300psigから約1800psigまでに及ぶ全体的圧力条件とともに-80°F未満から約-120°Fまでの全体的温度条件下において、約300psigから900psig未満までに及ぶ強化圧力条件、またはより好ましくは、約500psigから900psig未満までに及ぶ強化圧力条件下で、エタン、プロパン、およびブタンを含む軽質炭化水素ベースの溶媒等の炭化水素溶媒、天然ガス液体NGLベースの溶媒、または液体石油ガスLPGベースの溶媒を使用して、同じ温度および圧力条件での圧縮天然ガスCNGおよび加圧液体天然ガスPLNGと比較した天然ガスの貯蔵の向上した密度が可能にされる。本願は、参照することにより全体的に組み込まれる、2009年6月17日に出願された米国出願第12/486627号、および2010年10月12日に出願された米国仮出願第61/392,135号に関する。本実施形態が機能する方式に取り掛かる前に、理想気体の理論の簡単な検討が提供される。ボイルの法則、シャルルの法則、および圧力の法則の組み合わせが、ガスが貯蔵される変化条件の関係P1V1/T1=P2V2/T2=定数1をもたらし、式中、P=絶対圧力、V=ガス体積、T=絶対温度であり、値Rは、一般ガス定数として知られている固定値に起因する。したがって、一般式は、PV=RT2のように書くことができる。この理想気体関係は、低い圧力に適しているが、現実に受けるより高い圧力下での実際のガス挙動についての精度に達しない。理想気体と実気体との間の分子間力挙動の違いに対処するために、zとして知られている補正無次元圧縮率係数が導入される。zの値は、ガス成分の条件、ならびに格納の圧力および温度条件である。したがって、PV=zRT3であり、分子量MWの形式で書き換えると、関係は以下の形式を成し、PV=zRT=ZRT/MW4式中、ここではZと呼ばれるガス成分、温度、および圧力に対するzの特定の値が導入される。次いで、この式は、ガス密度ρ=1/Vを考慮するように書き換えられる。したがって、ρ=PMW/ZRT5であり、この関係は、本明細書で説明される実施形態で使用される気相密度の起源である。GasProcessorsSuppliersAssociationは、MW=40という値を下回る分子量の全ての軽質炭化水素混合に対するZの図式的関係を示す、この産業のためのEngineeringDataBookを出版している。対応状態の定理に基づいて、このチャートは、相または成分混合にかかわらず、全ての関連軽質炭化水素混合に対する圧縮率係数Zを求めるために、圧力および温度の貯蔵条件の疑似換算値を使用する。温度および圧力条件の疑似換算値は、対象炭化水素混合の決定的性質で割られる、これらの測定された性質の絶対値として表される。本明細書で説明される実施形態は、軽質炭化水素溶媒の添加を通して、天然ガスのより高い密度の貯蔵値の開始を加速しようとする。方程式5から分かるように、増大した密度が得られ、Zの値が減少する。本明細書で説明される実施形態の選択された動作領域で、天然ガスのZの値は、本明細書で圧縮ガス液体CGL混合物と呼ばれる、溶媒および天然ガスの液相混合物を生成するように、軽質炭化水素溶媒を天然ガスに導入することによって誘導される。図1は、図23-4としてGPSAによって発行された、このZ係数チャートの関連部分の複製である。チャートのこの部分は、Z=1および圧力=0の絶対単位の共通点が起源である、一連の懸垂線状曲線の形式を成す。CGL技術に対する活性領域は、Zの値が0.3以下に近似する、図1上に示される曲線の下端に位置する。1941年のこのチャートの原版以来、状態方程式および対応状態の定理に行われた計算改良は、領域をより良好に画定して、本明細書で説明される実施形態を生じさせるように、疑似換算温度Tr=1.0の近似性能線の計算を可能にしてきた。また、溶媒相境界として定義される線も追加され、その下では、液体状態の加速された開始が、軽質炭化水素溶媒の添加を通して達成されることが分かった。エタン、プロパン、およびブタン等の軽質炭化水素溶媒に由来する溶媒を使用したCGL混合物は、ここで示される懸垂曲線の基底部に位置する。上方および右側には、好ましい実施形態の範囲を超えた、はるかに高い圧力および温度で、C6からC12の炭化水素溶媒が混合密度の向上をもたらす、液体重質炭化水素として定義される領域が位置する。冷蔵CNG圧縮天然ガス技術は、Zの近似値が0.4から0.7の間にある、図の中央左の領域を占有する。大気圧および-260°Fでの直留LNGは、Zの値がゼロに近似する約0.01チャートの左下隅に向かって位置する。PLNGは、LNG点からCGLゾーンまでの中間逆三角領域を占有する。ほぼ周囲温度で動作する圧縮ガス輸送パイプラインは、上方懸垂帯を占有し、曲線の起源の右上点に向かって群がる。この輸送モードに対するZの値は、一般的には、より効率的なシステム上で、約0.95から0.75まで下がる。したがって、4つ全ての貯蔵技術は、Z係数チャートの左下から右上へ移動して、LNGからPLNG、CGL、CNGに移行することが分かる。それぞれがそれ自体で明確に異なり、冷却および圧縮の適用を通して貯蔵状態が引き起こされる。圧縮状態に対する最も重いエネルギー負荷は、LNGおよびCNG技術において、これらの貯蔵条件の極限にある。CNGに対する圧縮熱および必要冷却、ならびにLNGの場合の米国特許第6,085,828号でWoodallによって記述されるような冷却の最後の50°Fが、最も少ないエネルギー入力を必要とする貯蔵条件のために、中央領域中のCGL技術に向かって引き寄せられることを正当化し、源泉ガスのより多くが市場への販売のために利用可能となることを可能にする。以下の引用値に制限なく、CGL技術は、送達される天然ガスの単位あたりのエネルギー消費のために最良の貯蔵圧縮を提供する。600:1の近似体積比V/VでLNGに対して測定されると、これらの代替案は、以下で説明されるように、約400:1であるCGLの上方V/V値をもたらすために、あまり新型ではない材料および処理を必要とする。図2Aは、天然ガスまたはメタンおよび軽質炭化水素溶媒の液相混合物を含む、CGL混合物の生産と、格納システム中のCGL混合物の貯蔵とを含む、プロセス100におけるステップおよびシステム構成要素を図示する。CGLプロセス100について、ガス田のガス成分の指示通りにパイプライン仕様を満たすように、酸性ガス、過剰窒素および水とともに、重質炭化水素が除去される、簡略化した標準産業プロセスを使用して、天然ガス流101が最初に調製される。次いで、ガス流101は、所望の圧力まで圧縮し、次いで、CGL生成物と呼ばれる液相媒質105を生産するように、冷却装置104の中で結果として生じる混合物を好ましい温度に冷却する前に、静的ミキサ103の中でそれを軽質炭化水素溶媒102と組み合わせることによって、貯蔵のために調製される。温度および圧力座標によって定義される所与の貯蔵条件について、所定の溶媒および天然ガスの組成に対する定義された貯蔵条件で、CGL混合物内の貯蔵天然ガスの最高正味体積比をもたらす、溶媒対天然ガスの特定の比があることが分かっている。最適体積比貯蔵効率を維持するために、制御ループが積荷システムに組み込まれる。頻繁な間隔で、制御ループは、入力天然ガス流の変動組成を監視し、結果として生じるCGL混合物の最適貯蔵密度を維持するように、添加された溶媒のモルパーセントを調整する。図2Bを参照すると、元のガスの貯蔵効率を最大限化するように、溶媒最適化制御ループ140を用いてCGL生成物を生産するためのプロセス130におけるステップおよびシステム構成要素の実施例が図示されている。描写されるように、CGL生産プロセス130のシステム構成要素は、ガス脱水ユニットからガス101を受容する、計量管132を含む。計量管は、流量計またはセンサ143A、143B、143C、および143Dがその中に配置されている、複数の個々の管134A、134B、134C、および134Dを含む。計量管132は、CGL生成物105を形成するように軽質炭化水素溶媒102をガス101と組み合わせる、静的ミキサ103にガス101を送給する。溶媒102は、溶媒冷却装置から溶媒102を受容する溶媒サージタンク136から、溶媒注入ポンプ138によって溶媒注入ライン137を通して静的ミキサ103へ送給される。CGL生成物105は、静的ミキサ103から、CGL生成物排出ライン135に沿って、CGL熱交換器104へ排出される。描写されるように、溶媒オプティマイザ制御ループ140は、溶媒オプティマイザソフトウェアプログラムが作動するプロセッサを有する、溶媒オプティマイザユニットまたはコントローラ142を含む。溶媒オプティマイザユニット142は、溶媒注入ポンプ138の後の溶媒注入器ライン137の中に配置された溶媒流量計144に連結される。溶媒オプティマイザユニット142はまた、溶媒流量計144の後の溶媒注入器ライン137の中に配置された流量制御弁146にも連結される。溶媒オプティマイザ制御ループ140はさらに、溶媒オプティマイザユニット142に連結されたガスクロマトグラフユニット148を含む。動作中に、ガスクロマトグラフユニット148は、計量管132より前の場所および/または静的ミキサ103より前の場所から受容される、流入ガス101の組成を決定する。ガスクロマトグラフユニット148は、流量計144より前の注入ライン137の中の場所から受容される流入溶媒102の組成、およびCGL交換器104より前の排出ライン135の中の場所から受容される流出温CGL生成物105の組成を決定する。ガス101、溶媒102、およびCGL生成物105の組成は、ガスクロマトグラフユニット148によって溶媒オプティマイザユニット142に伝達される。溶媒オプティマイザユニット142はまた、流量センサ143A、143B、143C、および143Dからガス101の流速、ならびに流量計144から溶媒102の流速も受信する。図2Cに関して論議されるように、溶媒オプティマイザユニット142は、ガス101の最適体積比および対応する溶媒対ガス混合比を計算して、ガス101の最適体積比を達成するために、このデータを使用し、最適溶媒対ガス混合比を維持するように流量制御弁146を制御する。図2Cで描写されるように、溶媒最適化のための制御プロセス1140は、ステップ1142でのガス101の組成の決定と、ステップ1144での溶媒102の組成の決定と、ステップ1146でのガス101の流速の決定とを含む。ステップ1148では、最適化プログラムが、ガス101および溶媒102の組成、およびユーザから入力される一連の貯蔵条件、すなわち、格納温度および圧力111を取り込み、元のガスの貯蔵効率を最大限化する溶媒対ガス混合比を求めるように、一連の圧力、温度、および溶媒対ガス混合比溶媒モル分率にわたって、CGL生成物105のガス101成分の体積比貯蔵効率、すなわち、CGL生成物105のガス101成分の正味体積比を計算する。CGL生成物105のガス101成分の正味体積比は、以下のように計算される:正味体積比=貯蔵条件でのCGL混合の密度天然ガス成分の質量で10進/標準温度および圧力条件での天然ガス成分の密度。溶媒およびガスの混合物は、使用中に熱力学状態方程式に基づく規則によって決定される。これらの状態方程式PengRobinson、SRK等は、炭化水素ガス101および溶媒102の成分の熱力学的性質に基づいて機能する。ステップ1150が示すように、プログラムは、混合物の溶媒対ガス比を増加させることが、貯蔵条件に対してより多くのガスの貯蔵を可能にしないことを決定するまで、正味体積比を計算し続ける。いったん最大体積比V/Vが決定されると、まだ開いていなければ、流量制御弁がステップ1152で開かれる。ステップ1154では、プログラムは、流量計144によって測定される溶媒の実際の流速が、ステップ1148で計算された最適溶媒モル分率に対応する流速に合致するかどうかを決定する。流速が合致する場合、ステップ1156で示されるように、いずれの措置も必要とされない。流速が合致しない場合、流量制御弁146がステップ1158で調整される。適正な溶媒流速が提供されていることを確実にするように、付加的なチェックがステップ1160および1162で提供される。示されるように、温CGL生成物105の組成が、ステップ1160で決定される。ステップ1162では、プログラムが、計算された溶媒対ガス比に基づくCGL生成物の性質を、温CGL生成物105の性質と比較する。性質が合致する場合、ステップ1164で示されるように、いずれの措置も必要とされない。性質が合致しない場合、プログラムは、計算された溶媒対ガス比に基づくCGL生成物の性質に合致する、性質を伴う温CGL生成物105を生産するように、流量制御弁をステップ1158で調整する。参照することにより本明細書に組み込まれる、米国特許第7,607,310号は、同じ貯蔵温度および圧力に対するCNGの貯蔵密度よりも大きい、CGL生成物の天然ガス成分の貯蔵密度を伴って、好ましくは-40°F未満から約-80°Fに及ぶ温度条件、および約1200psigから約2150psigの圧力条件下で、CGL生成物の供給を生成するとともに貯蔵する方法論を説明する。図2Dは、格納システムからCGL生成物を降荷し、CGL生成物の天然ガスおよび溶媒を分離するためのプロセス110におけるステップおよびシステムの構成要素を示す。CGL生成物105を格納配管106から降荷するために、弁設定が改正され、置換流体107の流れは、格納配管106の中へ逆流して、CGL生成物105を天然ガスおよび溶媒成分に分離するための分離タワー112を有する、分画トレイン113に向かって軽質CGL生成物105を格納から押し出すように、ポンプ111によって逆転および移動させられる。天然ガスは、タワー112の上部から退出し、輸送パイプラインに向かって伝えられる。溶媒は、分離タワー112の基部から退出し、溶媒回収タワー114に流入し、そこで、回収された溶媒は、CGL生産システムに戻される117。最初に積荷されたガス流をもたらすように、流れ116の中へ戻る流れ118として必要な重質成分を計量する、天然ガスBTU/Wobbe調整モジュール115を利用して、市場仕様の天然ガスを得ることができる。図3Aおよび3Bを参照すると、他の形式で炭化水素産業に共通している、置換流体を使用する原理が、開示された実施形態で使用される、特定の水平管状格納容器または配管に適用可能な貯蔵条件下で示されている。積荷プロセス119では、CGL生成物105は、CGL生成物105をその液体状態で維持するように、入口ライン内で開くように設定される隔離弁121を通して、置換流体107の背圧に逆らって、格納システム106の中に積荷される。置換流体107は、好ましくは、メタノールおよび水の混合物を含む。隔離弁122は、排出ライン内で閉じられるように設定される。CGL生成物105は、格納システム106に流入するにつれて、置換流体107を置換して、置換流体タンク109に戻り、開くように設定されるライン内に位置付けられた隔離弁124を通して流れさせる。この帰還ライン内の圧力制御弁127は、CGL生成物105が、液体状態で格納システム106内に維持されることを確実にするように、置換流体107を十分な背圧力で保持する。積荷プロセス中に、置換流体入口ライン内の隔離弁125は、閉じられるように設定される。その目的地に到達すると、CGL生成物105を輸送する輸送船またはキャリアは、置換流体107の流れFを、貯蔵タンク109から開いた隔離弁125を通して格納パイプ束106へ逆転させ、CGL分離プロセストレイン129の分画機器に向かってプロセスヘッダに軽質CGL生成物105を押し込むために、ポンプ126を利用する降荷プロセス120を通して、CGL生成物105を格納システムから降荷する。置換したCGL生成物105は、開くにように設定されている隔離弁122を通して、プロセスヘッダの中の制御弁123の背圧に逆らって、格納システム106から除去される。CGL生成物105は、この時点まで液体状態で保持され、かつ圧力制御弁123を通過した後に気体/液体プロセス送給に流れるだけである。このプロセス中に、隔離弁121および124は、閉鎖航行設定のままである。海洋船舶の船上にある限定された貯蔵空間のさらなる利益のために、いったんCGL負荷が格納から押し出されると、弁122および125が閉じられ、置換流体107が、低圧ライン図示せずによって、連続パイプ束図示せずの充填/排出で再利用するためにタンク109へ戻される。再利用された流体は、新たに開かれたマニホールド弁図示せずを連続パイプ束への閉鎖されている弁125へ連続して送給する、ポンプ126を介して再び送達される。一方で、置換流体が排出されているパイプライン格納106は、窒素ブランケットガス128でパージされ、空の隔離パイプ束として不活性状態で残される。本明細書で説明される実施形態に適用可能な1つのそのような置換流体方法を例示する米国特許第7,219,682号は、参照することによって本明細書に組み込まれる。格納容器材料にかかわらず、CGLシステムで達成可能な格納質量比は、約300psigから約1800psigまでに及ぶ圧力条件とともに-80°F未満から約-120°Fまでの温度条件下において、および約300psigから900psig未満までに及ぶ強化圧力条件下において、またはより好ましくは、約500psigから900psig未満までに及ぶ強化圧力条件下において、CGL生成物を貯蔵することによって向上させられる。図4AおよびB、5AおよびB、6AおよびB、7AおよびB、ならびに8AおよびBは、同じ温度および圧力貯蔵条件において、CGL混合物の相対的挙動と、CNGおよびPLNGの相対的挙動とを示す。性能は、特定の圧力/温度点として参照される各貯蔵条件の体積比V/Vとして報告される。表されるV/V比は、1気圧の圧力および60°Fの温度という標準条件下の天然ガスの密度で割られる、貯蔵条件下の同じガスの密度である。CGLV/V値は、1気圧の圧力および60°Fの温度という標準条件下の天然ガスの密度で割られる、CGL生成物内の同じ天然ガス成分の正味密度値である。したがって、CGL混合物の中の溶媒成分にかかわらず、貯蔵天然ガスの共通基準で、2つのシステムが検討される。図4AおよびB、5AおよびB、6AおよびB、7AおよびB、ならびに8AおよびBで図示されるように、天然ガス貨物密度は、1050Btu/ft3SG=約0.6の総発熱値GHVを有する、一般的な北米での販売を代表するガスの混合物に由来する。図4AおよびB、5AおよびB、6AおよびB、7AおよびB、ならびに8AおよびBは、異なる容易ベースのCGL混合の相対的挙動を示す。最初に、エタン、プロパン、およびブタンベースのCGL混合物が、CGL技術の強化密度を強調する3つの基本的溶媒の挙動を表す図4B、5B、および6Bに示されている。次いで、2つの異なるプロパンおよびブタン混合物が、図7Bおよび8Bで溶媒を形成し、3つの基本的成分に由来し得るNGLおよびLPGベースの溶媒を代表する。性能は、種々の温度条件下での一定圧力の線に対するV/V比として示されている。CGL混合物曲線は、特定の貯蔵点に対する最大正味V/V値をもたらすために必要とされる、溶媒の必要molを生じる各温度/圧力点の付加的な情報を有する。プロパン溶媒ベースCGL生成物の混合物の中間域挙動を示す、図5AおよびBを参照すると、以下の観察は、残りのエタン、ブタン、ならびにNGLおよびLPG溶媒ベースのCGL混合物の挙動を表す。500psig、-120°Fの貯蔵点から1800psig、-40°Fの点まで一方向性に及ぶ改良された性能の領域は、同じ貯蔵条件を受けるCNG/PLNGの場合と比較したときに、CGL混合に対する向上したV/V値を示す。300から400までの体積比範囲の最高条件の性能を達成するために、CGL生成物混合の中の溶媒濃度のモルパーセント量は、低温および低圧条件での約10モルから、中間域条件での16~21モルのより高い濃度まで上昇し、次いで、最高温度、最高圧力条件下において、8~13の範囲内のより低い濃度まで徐々に低下する。この改良性能の領域の両側には、直留天然ガスのCNGおよびPLNG貯蔵に対するV/Vと比べて、CGL貯蔵に対するV/Vの増加に低下がある。より高い圧力、より低い温度の領域では、CGL貯蔵の貯蔵密度は、PLNG貯蔵の貯蔵密度に近づく。この有効領域から遠ざかるほど、CGL貯蔵がPLNG貯蔵のV/V値に近づくために、より低い溶媒の割合が決定付けられる。この領域中の直留天然ガスのPLNG貯蔵に対するV/Vの優れた値は、商業的に魅力的であるが、有効領域に沿った関心領域中でCGL貯蔵に必要とされるよりもエネルギー集約型のプロセスを受ける。CGL貯蔵性能は同様に、有効領域から離れて、より低い圧力、より高い温度の貯蔵点へ移動するにつれて、徐々に衰える。ここで、V/Vの達成された値は、CNG貯蔵の性能に対して測定される。V/Vの最良の値を獲得するために、CGL生成物の液体状態に対する要件は、条件が領域から離れるにつれて、より大きいモルパーセントの溶媒がCGL生成物混合に添加されることを要求し、ピークシェービングシステム等の陸上にあるサービスの場合のように、貯蔵空間への厳しい海上制限にあまり適していない状況である。CGLがCNGをしのぐためにこの領域で要求される、増大するレベルの溶媒は、天然ガス分子がCGL生成物混合に適合するための利用可能な空間に対する収穫逓減の法則に反して技術を設置する。最終的に、CGL貯蔵に対するV/Vの値は、CNG貯蔵に対するものと比較して急激に低下する。この領域中のCNG貯蔵に対するV/Vの優れているが低い値は、低いガス貨物質量対格納質量比により、限定された商業的魅力を有する。図4AおよびBで描写されるように、軽質エタンベースの溶媒から作られたCGL生成物の混合物の挙動は、プロパンベースの溶媒から作られたCGL生成物の混合物の挙動と比べて、同様の改良性能の領域を呈し、それにより、選択条件下のCGL貯蔵V/V比は、CNGまたはPLNG貯蔵を使用した、同様に貯蔵された直留天然ガスのものよりも高い。図4AおよびBは、プロパン溶媒ベースのCGL生成物混合の-40°Fの外側位置での1800psigと比較して、1400psigの高い圧力、-40°Fで、エタン溶媒ベースのCGL生成物混合にとっての有益な性質を示す。領域は再び、-120°Fで500psigの条件で開始し、条件が-40°Fの条件で1800psigに向かって移動するにつれて、有益な挙動が上昇し、徐々に低下する。プロパン溶媒ベースのCGL生成物混合と同様に、貯蔵条件が有効領域より上側および下側の領域に向かって傾くにつれて生じる、CNGまたはPLNGシステムで使用される直留天然ガスの貯蔵と比べて、CGL貯蔵に対するV/V値の性能の同様の低下がある。図6AおよびB、7AおよびB、ならびに8AおよびBは、ブタン、NGLおよびLPG溶媒ベースのCGL生成物の混合物にとっての有益な性質を示す。-30°Fで1800psigから-120°Fで500psigまでの間の点に向かった性能のわずかな偏移が、エタンおよびプロパン溶媒ベースのCGL生成物の混合物の場合に対して留意される。再び、エタンおよびプロパン溶媒ベースのCGL生成物混合の通りに、領域の上側および下側の貯蔵領域の中で、CNGまたはPLNGシステムを使用する直留天然ガスのものと比べて、CGL貯蔵に対するV/Vの数字の性能の同様の低下がある。全体で、CGL貯蔵が、-120°Fで500psigから-30°Fで1600psigから1800psigまでの間に延在する領域中でPLNGおよびCNG貯蔵をしのぐことが、図4Aから8Bより明らかである。好ましい貯蔵領域はおよそ、圧力および温度条件の間に有益な領域を形成する、これら2つの格納条件の線形配列である。より高いV/V値は、より高い単位エネルギー消費量を犠牲にして、PLNGで達成可能である。それにもかかわらず、標準条件で、直留天然ガスの285から391倍である、体積比V/Vの値を合理的に得ることできる。391というより高いV/V値は、500psig、-120°Fで、プロパン溶媒ベースのCGL生成物に生じ、直留天然ガスのCNG貯蔵に対する112という同等V/V値をほぼ4倍超える。267というより低いV/V値は、1400psig、-40°Fで、エタン溶媒ベースのCGL生成物混合に生じ、直留天然ガスのCNG貯蔵に対する230というV/V値を約1.16倍超える。図4Bを参照すると、エタンC2の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約300psigから約1400psigに及ぶ圧力を伴う-30°F未満から約-120°Fの温度条件下で、エタン溶媒ベースのCGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~43モルの範囲内のエタンC2の濃度で、248から357の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約-30°Fから約-120°Fに及ぶ温度条件を伴う約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~43モルの範囲内のエタンC2の濃度で、274から387の範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約300psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~43モルの範囲内のエタンC2の濃度で、260から388の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約500psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~16モルの範囲内のエタンC2の濃度で、315から388の範囲内にある。図4AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびLNGの体積比を超える。図5Bを参照すると、プロパンC3の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件を伴う-30°F未満から約-120°Fの温度条件下で、プロパン溶媒ベースのCGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、10~21モルの範囲内のプロパンC3の濃度で、282から392の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約-30°Fから約-120°Fに及ぶ温度条件を伴う約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、10~21モルの範囲内のプロパンC3の濃度で、332から392の範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約300psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、10~21モルの範囲内のプロパンC3の濃度で、332から392の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約500psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、10~21モルの範囲内のプロパンC3の濃度で、332から392の範囲内にある。図5AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびPLNGの体積比を超える。図6Bを参照すると、ブタンC4の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件を伴う-30°F未満から約-120°Fの温度条件下で、ブタン溶媒ベースのCGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~28モルの範囲内のブタンC4の濃度で、302から360の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約-30°Fから約-120°Fに及ぶ温度条件を伴う約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、14~25モルの範囲内のブタンC4の濃度で、283から359の範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約300psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、14~25モルの範囲内のブタンC4の濃度で、283から359の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約500psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、14~25モルの範囲内のブタンC4の濃度で、283から359の範囲内にある。図6AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびPLNGの体積比を超える。図7Bを参照すると、75C3対25C4のプロパンバイアスを伴う天然ガス液体NGL溶媒の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件を伴う-30°F未満から約-120°Fの温度条件下で、プロパンバイアス溶媒ベースのCGL生成物混合を伴うNGLの中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~41モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、281から388の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約-30°Fから約-120°Fに及ぶ温度条件を伴う約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~41モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、320から388までの範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約300psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~41モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、320から388の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約500psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~41モルの範囲内のプロパンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、320から388の範囲内にある。図7AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびPLNGの体積比を超える。図8Bを参照すると、75C4対25C3のブタンバイアスを伴うNGL溶媒の種々の濃度での種々の圧力および温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigまでに及ぶ圧力条件を有する-30°F未満から約-120°Fまでの温度条件下で、ブタンバイアス溶媒ベースのCGL生成物混合を有するNGLの中の天然ガス成分の有利な体積比は、9~26モルの範囲内のブタンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、286から373の範囲内にある。より狭い圧力範囲では、約-30°Fから約-120°Fまでに及ぶ温度条件を伴う約300psigから900psig未満までの圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、11~26モルの範囲内のブタンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、294から373までの範囲内にある。より狭い圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fまでおよび約300psigから900psig未満までの温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、14~26モルの範囲内のブタンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、294から373の範囲内にある。より好ましい圧力および温度範囲では、-80°F未満から約-120°Fおよび約500psigから900psig未満の温度および圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の有利な体積比は、14~26モルの範囲内のブタンバイアスを伴うNGL溶媒の濃度で、294から373の範囲内にある。図8AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の体積比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびPLNGの体積比を超える。以下で説明される他の実施形態は、CGL生産および格納の周囲に構築される、全送達システムを対象とし、より具体的には、浮遊サービス船、プラットホーム、および輸送船について、供給チェーンの特定のニーズに対する全体的解決策をもたらすように拡張および構成されるモジュール化された貯蔵およびプロセス機器を利用し、液体天然ガスLNGまたは圧縮天然ガスCNGシステムによって達成されない手段によって、遠隔貯留地、特に、天然ガス産業によってストランデッドまたは遠隔と見なされるサイズの陸上または海上場所での貯留地の急速な経済開発が実現されることを可能にする、システムおよび方法を対象とする。本明細書で説明されるシステムおよび方法は、LNGおよびCNGのものとは異なり、原生産ガスの処理、調整、輸送、およびパイプライン品質のガスまたは分画生成物を市場に送達することを対象とする、1つのビジネスモデルとともに、完全な価値連鎖を貯留地所有者に提供する。また、CNGおよびLNGシステムに必要とされる特殊なプロセスおよび機器は、CGLベースのシステムに必要とされない。格納システムの動作仕様および構成レイアウトはまた、混合輸送を保証する際に、船舶の区分されたゾーンまたは船倉の中での直留エタンおよびNGL生成物の貯蔵を有利に可能にする。好ましい実施形態によれば、図9で描写されるように、天然ガス調製、CGL生成物混合、積荷、貯蔵、および降荷の方法は、ガス田12およびガス市場22の場所で操作される、バージ14および20上に載置された処理モジュールによって提供される。ガス田12と市場22との間の輸送17のために、輸送船またはCGLキャリア16は、好ましくは、市場物流の需要および距離、ならびに環境的動作条件に従って選択される、専用船舶、改造船舶、または関節動作型あるいは標準バージである。CGL貨物を含有するために、格納システムは、好ましくは、船舶上で担持された冷蔵環境内で定位置にネスト化される、炭素鋼パイプライン仕様の管状ネットワークを備える。パイプは、本質的に、弁およびマニホールドによって区分される、連続的な一連の並列蛇行ループを形成する。船舶レイアウトは、一般的には、単一の連続パイプラインを形成するように末端同士で接続される、ネスト化した貯蔵パイプの束をそれぞれ担持する、モジュール式ラック状フレームを含有する、1つ以上の絶縁および被覆貨物倉に分割される。貨物倉の中に位置する格納システムを封入することは、冷蔵窒素流またはブランケットの循環が、航行の全体を通して貨物をその所望の貯蔵温度で維持することを可能にする。この窒素はまた、格納システムからのCGL生成物の漏出について監視することができる、不活性緩衝ゾーンも提供する。漏出の場合、任意の漏出するパイプ列または束を区分し、隔離し、かつ緊急照明弾用の通気孔をつけ、その後、船倉全体を吹き付けることなく窒素でパージできるように、マニホールド接続が配設される。送達地点または市場の場所で、CGL生成物は、置換流体を使用して、格納システムから完全に降荷され、これはLNGおよび大抵のCNGシステムとは異なり、ヒールまたはブート量のガスを残さない。次いで、降荷されたCGL生成物は、低温プロセス機器の中の格納システムの外側で減圧され、そこで天然ガス成分の分画が開始する。軽質炭化水素液体の分離のプロセスは、好ましくは、海上での安定性を考慮して、個々の整流器およびストリッパセクションとともに、標準分画トレインを使用して達成される。小型モジュール式膜分離器も、CGLからの溶媒の抽出で使用することができる。この分離プロセスは、天然ガスを遊離し、溶媒流体を回収しながら、それが市場仕様に合わせて調整されることを可能にする。BTUおよびWobbeIndex要件のエタン、プロパン、およびブタン等の小軽質炭化水素成分のトリム制御は、沿岸貯蔵および輸送施設と接続されたブイに直接降荷するための市場仕様の天然ガス混合物をもたらす。炭化水素溶媒は、船舶貯蔵に戻され、天然ガスの市場同調後の任意の過剰C2、C3、C4およびC5成分は、分画生成物、または荷主の口座に入金される付加価値原料供給として別々に降荷することができる。エタンおよびNGL輸送、または部分積荷輸送については、格納配管のセクショニングはまた、貨物空間の一部が専用NGL輸送に利用されること、あるいは格納システムの部分積荷またはバラスト積荷のために隔離されることも可能にする。エタン、プロパン、およびブタンの臨界温度および特性は、割り付けられたCGL格納構成要素を利用して、これらの生成物の液相積荷、貯蔵、および降荷を可能にする。船舶、バージ、およびブイは、この目的を満たすように、相互接続された一般的または特定モジュール式プロセス機器で容易にカスタマイズすることができる。脱プロパン化および脱ブタン化モジュールが船上にある船舶、または降荷施設の可用性は、市場仕様がアップグレードした生成物を要求する場合に、プロセスオプションを伴う送達を可能にする。図9で描写されるように、CGLシステム10において、ガス田源12からの天然ガスは、好ましくは、海中パイプライン11を通して海中コレクタ13に輸送され、次いで、CGL生成物の生産および貯蔵のために装備されたバージ14上に積荷される。次いで、CGL生成物は、市場目的地への海上輸送17のために、CGLキャリア16上に積荷され15、そこで、CGL生成物分離のために装備された第2のバージ20に降荷される18。いったん分離されると、CGL溶媒は、CGLキャリア16に戻され19、天然ガスは、降荷ブイ21に降荷され、次いで、沿岸までの海中パイプライン22を通過し、そこで圧縮され24、必要であれば、ガス輸送パイプラインシステム26および/または陸上貯蔵25の中に注入される。生産および貯蔵のために装備されたバージ14、ならびに分離のために装備されたバージ20は、便宜上、契約、市場、およびガス田条件によって決定されるように、異なる天然ガス源およびガス市場目的地に移転させることができる。したがって、モジュールアセンブリを有するバージ14および20の構成は、経路、ガス田、市場、または契約条件に適するように、必要に応じて装備することができる。代替実施形態では、図10で描写されるように、CGLシステム30は、参照することによって本明細書に組み込まれる、MethodOfBulkTransportAndStorageOfGasInALiquidMediumと題された米国特許第7,517,391号で説明されているように、船上での原ガスの調整、処理、およびCGL生成物の生産、貯蔵、輸送、および分離のために装備された一体CGLキャリアCGLC34を含む。以下の表1で図示されるように、CGLシステムにおいて達成可能な天然ガス貨物密度および格納質量比は、CNGシステムにおいて達成可能な値を超える。表1は、本明細書で説明される実施形態、および適格ガス混合について米国特許第6655155号のBishopの研究によって代表されるCNGシステムに適用可能である、天然ガスの貯蔵に対する比較性能値を提供する。データは、全ての場合において、示される温度でのサービスに適した低温炭素鋼の同様の格納容器材料について挙げられている。表1に示される混合物の比重SG値は、CGL生成物の混合物にとって制限的な値ではない。ここでは、それは、CGLベ-スのシステム性能に対する天然ガス貯蔵密度を、Bishopによって説明された特許CNG技術によって達成される、最良の大型商業規模の天然ガス貯蔵密度と関連付けるように、現実的な比較レベルとして挙げられている。CNG1値はまた、CGL1およびCGL2の値とともに、動作性能をCNG2として図示される直留CNGの場合の値と比較するように、0.7SG混合物内に含有された0.6SG天然ガス成分の正味値としても示される。表1に示される0.7SG混合は、14.5モルパーセントの同等プロパン成分を含有する。自然界でこの0.7SG混合物を見出す可能性は、CNG1輸送システムについては稀であり、したがって、Bishopによって提案されるように、CNGに使用される濃密度相混合物を得るために、天然ガス混合がより重い軽質炭化水素と混ぜられることを要求する。一方で、制限なく、CGL処理は、輸送格納に対するこの0.7SG範囲の例示で使用される生成物を意図的に生産する。CGL1、CGL2、およびCNG2システムについて示される、貨物質量対格納質量比の値は全て、各システムによって搬送される市場仕様の天然ガスに対する値である。市場仕様の天然ガス成分のガスを送達する全ての技術の格納質量比を比較する目的で、CNG1貯蔵混合物の正味成分が導出される。気相および関連圧力容器設計コードに限定される、CNGシステムは、市場仕様の天然ガスを送達するためにCGL生成物液相を使用して本明細書で説明される実施形態が達成する、貨物質量対格納質量比天然ガス対鋼鉄性能レベルを達成できないことが明らかである。以下の表2は、選択貯蔵圧力および温度に合わせた溶媒比の変動が貯蔵密度の向上をもたらす、CGL生成物の格納条件を図示する。以前に論議されたよりも低い温度で、より抑えた圧力を使用し、適用可能な設計コードを適用することによって、表1に示される値から壁厚の換算値を得ることができる。それによって、以前に引用されたCNGに対する値の3.5倍以上のCGL生成物のガス対鋼鉄の質量比の値が達成可能である。CGLシステムで達成可能な天然ガス貨物密度および格納質量比は、約300psigから約1800psigに及ぶ全体的圧力条件とともに-80°F未満から約-120°Fの温度条件下、および約300psigから900psig未満に及ぶ強化圧力条件、より好ましくは、約500psigから900psig未満に及ぶ強化圧力条件下で、CGL生成物を貯蔵することによって向上させられる。図11A-図15Bを参照すると、溶媒の最適濃度、種々の貯蔵条件下でのCGL生成物の混合物の中の天然ガス成分の格納質量比M/Mが、CNG/PLNGの形式での直留天然ガスで達成可能な値と一緒に描写されている。両方のシステムの開発に使用されるコードの下で、設計要因は、貯蔵媒質の相も考慮する。これは、図4Aから8Bの対応する体積比V/Vの線パターンと一緒に比較した時に、グラフ線パターンのあまり均等ではないプロットをもたらす。M/M値の折れ線グラフは、温度低下としての材料仕様変化に対するコード要件により、さらに置換する。格納容器材料は、好ましくは、-55°Fまでの温度条件に適した高強度の低温炭素鋼である。より低い温度で、材料仕様は、より低い強度のステンレスまたはニッケル鋼に変化する。圧力格納システムで使用される、より低い強度の材料のより大きい壁厚値に対する設計要件を考慮すると、ここで検討されるCGLおよびCNG/PLNGの場合の両方について期待されるように、M/M値の付随逓減がある。温度がさらに低下するにつれて、これらの値がどのように回復するかが、これらの図に図示されている。温度帯の全体を通して、連続的に使用される複合格納容器の異なる挙動が期待される。例えば、図11Bでは、濃度が図4Bの濃度と同じである、エタンベースの溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件下で、-80°F未満から約-120°Fの温度条件を伴って、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.27から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図11Aに示されるように、CNG/PLNG貯蔵はここで、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-30°Fから約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満に及ぶ圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.25から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-80°F未満から約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.28から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。より好ましくは、約500psigから900psig未満の圧力条件および-80°F未満から約-120°Fの温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.41から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.13から0.72lb/lbの範囲をもたらす。図11AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびLNGの格納質量比を超える。図12Bを参照すると、濃度が図5Bの濃度と同じである、プロパンベースの溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件下で、-80°F未満から約-120°Fの温度条件を伴って、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.27から1.02lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図12Aに示されるように、CNG/PLNG貯蔵はここで、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-30°Fから約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満に及ぶ圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.27から1.02lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-80°F未満から約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.27から1.02lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。より好ましくは、約500psigから900psig未満の圧力条件および-80°F未満から約-120°Fの温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.44から1.02lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.13から0.72lb/lbの範囲をもたらす。図12AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびLNGの格納質量比を超える。図13Bを参照すると、濃度が図6Bの濃度と同じである、ブタンベースの溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件下で、-80°F未満から約-120°Fの温度条件を伴って、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.24から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図13Aに示されるように、CNG/PLNG貯蔵はここで、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-30°Fから約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満に及ぶ圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.18から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-80°F未満から約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.25から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.25lb/lbの範囲をもたらす。より好ましくは、約500psigから900psig未満の圧力条件および-80°F未満から約-120°Fの温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.35から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.13から0.72lb/lbの範囲をもたらす。図13から容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびLNGの格納質量比を超える。図14Bを参照すると、濃度が図7Bの濃度と同じである、75C3対25C4のプロパンバイアスを伴うNGL/LPG溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件下で、-80°F未満から約-120°Fの温度条件を伴って、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.27から0.96lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図14Aに示されるように、CNG/PLNG貯蔵はここで、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-30°Fから約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満に及ぶ圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.27から0.96lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-80°F未満から約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.25から0.96lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.25lb/lbの範囲をもたらす。より好ましくは、約500psigから900psig未満の圧力条件および-80°F未満から約-120°Fの温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.42から0.96lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.13から0.72lb/lbの範囲をもたらす。図14AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびLNGの格納質量比を超える。図15Bを参照すると、濃度が図8Bの濃度と同じである、75C4対25C3のブタンバイアスを伴うNGL/LPG溶媒の最適濃度での種々の圧力条件および温度下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比が描写されている。例えば、約300psigから約1800psigに及ぶ圧力条件下で、-80°F未満から約-120°Fの温度条件を伴って、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.25から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、図15Aに示されるように、CNG/PLNG貯蔵はここで、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-30°Fから約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満に及ぶ圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.18から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.72lb/lbの範囲をもたらす。-80°F未満から約-120°Fの温度条件とともに、約300psigから900psig未満の圧力条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.25から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.09から0.25lb/lbの範囲をもたらす。より好ましくは、約500psigから900psig未満の圧力条件および-80°F未満から約-120°Fの温度条件下で、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、0.37から0.97lb/lbの範囲内にある。同じ貯蔵条件について、CNG/PLNG貯蔵は、0.13から0.72lb/lbの範囲をもたらす。図15AおよびBから容易に明白であるように、CGL生成物混合の中の天然ガス成分の格納質量比は、上記で論議される範囲内の同じ温度および圧力に対するCNGおよびLNGの格納質量比を超える。一実施形態によるパイプスタック150を示す、図16Aを参照する。描写されるように、パイプスタック150は、好ましくは、それぞれ束フレーム152によって包囲され、スタック間接続153を通して相互接続される、パイプ束の上スタック154、中間スタック155、および下スタック156を含む。加えて、図16Aは、積荷または降荷を受ける限定量の置換流体を仕切りの内外に往復させるために、パイプ束が一連の短い長さ158および159に区分されることを可能にする、マニホールド157およびマニホールド相互接続151を示す。図16Bは、パイプスタック160の別の実施形態である。描写されるように、パイプスタック160は、好ましくは、それぞれ束フレーム162によって包囲され、スタック間接続163を通して相互接続される、パイプ束の上スタック164、中間スタック165、および下スタック166、ならびに積荷または降荷を受ける限定量の置換流体を仕切りの内外に往復させるために、パイプ束が一連の短い長さ168および169に区分されることを可能にする、マニホールド167およびマニホールド相互接続161を含む。図16Cに示されるように、いくつかのパイプスタック160を、互いに並んで連結することができる。パイプ低温鋼鉄または複合材料でできているは、本質的に、弁およびマニホールドによって区分される、連続的な一連の並列蛇行ループを形成する。船舶レイアウトは、一般的には、単一の連続パイプラインを形成するように末端同士で接続される、ネスト化した貯蔵パイプの束をそれぞれ担持する、モジュール式ラック状フレームを含有する、1つ以上の絶縁および被覆貨物倉に分割される。図16D-16Fは、1つ以上のパイプ支持部材183を保持するフレーム181を備える、パイプ支持材180の斜視図および組立図を示す。パイプ支持部材183は、好ましくは、空隙184の中に位置する積層パイプ182の自己質量の垂直荷重を下のパイプに課することなく、各パイプ層に対する熱移動を達成する、工学的材料から形成される。図17A-17Dに示されるように、パイプ束を保持するために、被包フレームワークが提供される。フレームワークは、パイプ支持材図16Dの180のフレーム181に連結され、複数対のパイプ支持フレーム181を相互接続する横材171を含む。フレーミング181および171ならびに工学的支持材図16Fの183は、船倉の基部に対するパイプおよび貨物の垂直荷重を担持する。フレーミングは、図16C、17A、17Bおよび17Cに示されるように、パイプ束スタックが並んで配置された時に相互係止する、2つのスタイル170および172で構築される。これは、検査および修繕の目的で、有益な場所および個々の束を除去する能力を可能にする。図17Eは、束170および172が、順に積層可能であり、束フレームワーク181および171に対するパイプおよびCGL貨物の質量を船倉174の床に移送し、弾性フレーム接続173を通して船倉174の壁を横断し、かつ壁に沿って相互係止し、船舶内の有益な場所を可能にする様子を平面図で示し、これは、船舶が航行中であり、海水の動きを受ける時に重要な特徴である。加えて、個々のパイプ列の完全荷重条件が、LNGおよびNGLの輸送等の他の海上用途で問題となる、CGL貨物のスロッシングを排除する。したがって、このフレームワークを通して、横および垂直力を船舶の構造に伝達することができる。図18Aは、次いで、置換流体配管の隔離セクションを通して積荷および降荷される、NGLを搬送するために使用することができる、格納システム200の隔離能力を示す。図示されるように、格納システム200は、NGL格納セクション202およびCGL格納セクション204に分離することができる。積荷および降荷マニホールド210は、1つ以上のパイプ束スタック206Aを他のパイプ束スタック206から隔離するように、1つ以上の隔離弁208を含むことが示されている。CGLおよびNGL生成物は、パイプ束206Aの中に積荷され、そこから降荷されるにつれて、積荷および降荷マニホールド210を通って流れる。置換流体マニホールド203は、置換流体貯蔵タンク209に連結され、1つ以上の区分弁201を有して示されている。入口/出口ライン211は、パイプ束206のそれぞれを、隔離弁205を通して、置換流体マニホールド203に連結する。NGL生成物は、CGLおよびNGL生成物を液体状態で維持するように、置換流体システムの入口/出口ライン211内の圧力制御弁213、およびCGL入口/出口ラインの圧力制御弁214を隔離および迂回することによって、積荷および降荷される。積荷および降荷マニホールド210は、通常、降荷ホースに直接接続される。しかしながら、陸揚げされた生成物の仕様を改善するために、CGL降荷トレイン内の脱プロパン化および脱ブタン化船を通して、選択的にNGLを送ることができる。図18Bを参照すると、CGLシステムの融通性は、分画生成物を種々の市場仕様に送達し、送達されたガスのBTU含有量を制御し、モジュール式処理ユニット例えば、アミンユニット、ガス加糖パッケージの追加を通して入口ガス成分の変動に応じる能力を含む。描写されるように、プロセス例220では、原ガスが、ガス乾燥モジュール226の中で脱水を受ける前に、水および他の望ましくない成分を除去するためにガス調整モジュールの入口ガス洗浄器222に流入し、必要であれば、ガスは、脱水前に、H2S、CO2、および他の酸性ガスを除去するように挿入された随意的なアミンモジュール224を使用して加糖される。次いで、ガスは、標準NGL抽出モジュール230を通過し、そこで、希薄天然ガスおよびNGLに分割される。NGL流は、図18Bによって描写されるようなシャトルキャリア250パイプライン格納システムのNGLセクションに送られる前に、安定化モジュールを通過させられる。C1、C2、C3、C4、およびC5の分画流が得られる。この時点で、必要であれば、天然ガスBTU/Wobbe調整モジュール239を使用して、天然ガスのライトエンド流主にいくらかのC2を伴うC1の送達仕様BTU要件が調整される。次いで、図18Aに関して説明されるように、残りの分画生成物、NGLC3からC5が、シャトルキャリアのパイプライン格納システムの指定セクションの中に貯蔵するために方向付けられる。天然ガスC1およびC2は、同様にキャリア250上のパイプライン格納システムの中に貯蔵される、CGL生成物を生産するように、圧縮器モジュール240の中で圧縮され、計量および溶媒混合モジュール242の中で溶媒Sと混合され、冷蔵モジュール244の中で冷蔵される。キャリア250はまた、市場要件に基づいて降荷することができる安定化NGL生成物を、そのパイプライン格納システムの中に積荷することもできる。市場場所に到達すると、CGL生成物は、キャリア250から降荷船252に降荷され、天然ガス生成物を天然ガスパイプラインシステム260に降荷すると、溶媒は、溶媒回収ユニットを装備している降荷船252からCGLキャリア250に戻される。次いで、輸送されたNGLは、市場のNGL貯蔵/パイプラインシステム262の中へ直接送達することができる。図19A-19Cは、船倉を現在充填しているパイプ束340内で担持される貨物の本質的に三重壁の格納を与えるように、そのオイルタンクが除去され、新しい船倉壁301と置換されている、改造単一船体オイルタンカー300の好ましい配設を示す。示される実施形態は、船上に載置された完全モジュール式プロセストレインを有する、一体キャリア300である。これは、船舶が沿岸積荷ブイを使用可能にし図10参照、貯蔵用の天然ガスを調製し、CGL貨物を生産し、次いで、CGL貨物を市場に輸送し、降荷中に、次の航行で再利用するために炭化水素溶媒をCGLから分離し、天然ガス貨物を降荷ブイ/市場施設に移送することを可能にする。ガス田のサイズ、自然生産率、船舶容量、フリートサイズ、船舶訪問の数量および頻度、ならびに市場までの距離に応じて、システム構成が変化し得る。例えば、船舶の重複係留を伴う2つの積荷ブイは、連続的なガス田生産を保証するために必要とされる積荷間ガス田貯蔵の必要性を低減することができる。上述のように、キャリア船300は、例えば、冷蔵熱交換器モジュール304、冷蔵圧縮器モジュール306、および排出口洗浄器モジュール308を有する、モジュール化ガス積荷およびCGL生産システム302と、発電モジュール312、熱媒体モジュール314、窒素生成モジュール316、およびメタノール回収モジュール318を有する、モジュールCGL分画降荷システム310とを含む、モジュール化処理機器を有利に含む。船舶上の他のモジュールは、例えば、計量モジュール320と、ガス圧縮器モジュール322と、ガス洗浄器モジュール324と、流体置換ポンプモジュール330と、CGL循環モジュール332と、天然ガス回収タワーモジュール334と、溶媒回収タワーモジュール336とを含む。船舶はまた、好ましくは、特殊任務モジュール空間326と、ガス積荷および降荷接続328とを含む。図20A-20Bは、CGL生成物を生産するようにプロセストレインを担持する、積荷バージ400の一般的な配設を示す。経済の均衡は、船舶の選択フリート用のプロセス機器を処理機器を共有する必要性を決定付けてもよい。生産ガス田に繋留される単一の処理バージは、シャトル船として構成される一連の船舶としての機能を果たすことができる。連続的な積荷/生産がガス田の運用に重要であり、送達サイクルにおける臨界点が輸送船到着のタイミングを伴う場合、一体スイングまたはオーバーフロー、緩衝または生産スイング貯蔵能力を伴うガス処理船が、単純積荷バージFPOの代わりに利用される。それに対応して、シャトル輸送船は、図23A-23B通りに構成される降荷バージによって、市場側で使用可能にされる。それにより、カスタムフリートの中の全船舶上の積荷および降荷プロセストレインのための資金を提供する負担は、航行の積荷および降荷点で係留される船舶上にこれらのシステムを組み込むことによって、全体的なフリート費用から除去される。積荷バージ400は、好ましくは、CGL生成物貯蔵モジュール402およびモジュール化処理機器を含み、例えば、ガス計量モジュール408、モル篩モジュール410、ガス圧縮モジュール412、ガス洗浄器モジュール414、発電モジュール418、燃料処理モジュール420、冷却モジュール424、冷蔵モジュール428および432、冷蔵熱変換モジュール430、および排出口モジュール434を含む。加えて、積荷バージは、好ましくは、特殊任務モジュール空間436と、溶媒をキャリアから受容するためのライン405およびCGL生成物をキャリアに輸送するためのライン406を伴う積荷ブーム404と、ガス受容ライン422と、ヘリポートおよび制御センター426とを含む。市場需要の変化ならびに天然ガス供給およびNGLのスポット市場の価格決定に従って、任意の数の港へ送達する融通性は、天然ガスをそのCGL貨物から降荷し、次の航行での使用に備えて炭化水素溶媒を船上貯蔵に再循環させるために、個々の船舶が内蔵型であるように構成されることを要求する。そのような船舶は、現在、選択された港の個々の市場仕様を満たすように、交換可能なガス混合物を送達する融通性を有する。図21A-Cは、CGL生成物の貯蔵および降荷バージへの降荷のために構成された新築船舶500を示す。船舶は、格納システムおよびその内容物の貨物の考慮を中心として構築される。好ましくは、船舶500は、前方操舵室位置504と、主に乾舷甲板より上側の格納場所511と、下側のバラスト505とを含む。格納システム506は、1つよりも多くの貨物ゾーン508A-Cに分割することができ、そのうちのそれぞれには、船舶500の側面の縮小破砕帯503が与えられる。船舶構造と結びついた相互係止束フレーミングおよび箱状設計が、この建築法の解釈を可能にし、船体の体積の最大限の使用が貨物空間専用になることを可能にする。船舶500の後部では、改造船舶の船上で利用可能となるよりも小さい領域中での必要なプロセス機器のモジュール式の配置ために、甲板空間が提供される。モジュール化した処理機器は、例えば、置換流体ポンプモジュール510、冷蔵コンデンサモジュール512、冷蔵洗浄器およびエコノマイザモジュール514、燃料処理モジュール516、冷蔵圧縮器モジュール520、窒素発生器モジュール522、CGL生成物循環モジュール524、水処理モジュール526、および逆浸透水モジュール528を含む。示されるように、CGL生成物格納システム506用の格納取付具は、好ましくは、水線よりも上側にある。1つ以上のモジュールを含むことができる、格納システム506の格納モジュール508A、508B、および508Cは、1つ以上の格納船倉532の中に位置付けられ、窒素フードまたはカバー507内に封入される。図22を参照すると、格納船倉532を通した船舶500の断面図は、好ましくは、船舶500の全体幅の約18に縮小される、衝撃吸収帯503、バラストおよび置換流体貯蔵領域505、船倉532内に位置付けられた積層格納パイプライン束536、およびパイプライン束536を封入する窒素フード507を示す。描写されるように、全てのマニホールド534は、パイプライン束534より上側にあり、全ての接続が水線WLよりも上側にあることを確実にする。図23A-23Bは、CGL生成物を分離するようにプロセストレインを担持する、降荷バージ600の一般的な配設を示す。降荷バージ600は、好ましくは、例えば、天然ガス回収カラムモジュール608、ガス圧縮モジュール、ガス洗浄器モジュール614、発電モジュール618、ガス計量モジュール620、窒素生成モジュール624、蒸留支援モジュール626、溶媒回収カラムモジュール628、および冷却モジュール630、排出口モジュール632を含む、モジュール化処理機器を含む。加えて、降荷バージ600は、描写されるように、ヘリポートおよび制御センター640と、天然ガスを市場輸送パイプラインに輸送するためのライン622と、キャリア船からCGL生成物を受容するためのライン605および溶媒をキャリア船に戻すためのライン606を含む降荷ブーム604とを含む。図24A-24Cは、降荷構成を伴う関節動作型タグバージシャトル700の一般的な配設を示す。バージ700は、格納システムおよびその内容物の貨物の考慮を中心として構築される。好ましくは、バージ700は、ピン714およびハシゴ712構成を通してバージ701に連結されたタグ702を含む。1つ以上の格納領域706は、主に乾舷甲板より上側に提供される。バージ701の後部は、改造船の船上で利用可能となるよりも小さい領域中での必要なプロセス機器のモジュール式の配置ために、甲板空間704が提供される。バージ700はさらに、降荷ブイ21および収容ライン708に連結されることが可能な降荷ライン710を含む、降荷ブームを備える。開示された実施形態は、有利に、実施形態と関連付けられる低いプロセスエネルギー需要により、ガス田で生産されるガスのさらに大部分を市場で入手可能にする。プロセスエネルギーの全てを、ガス田で生産される天然ガスの単位BTU含有量に対して測定できると仮定して、LNG、CNG、およびCGLプロセスシステムのうちのそれぞれの要件の内訳率を表す尺度は、表3で以下に示されるように一覧にすることができる。前述のシステムのうちのそれぞれが1085BTU/ft3という高熱値HHVから始まる場合、LNGプロセスは、NGLの抽出を通した輸送のために、HHVを1015BTU/ft3まで低減する。LNGの場合について、条件を平等にするために、抽出されたNGLのエネルギー含有量を急増して認める、構成BTUが含まれる。9750BTU/kW.hrの発熱率が、全ての場合において使用される。NGLを控除して、LNG処理は、合計でBTUの市場送達の85の総価値になり、本明細書で説明される実施形態の送達可能な量よりも依然として少ない。結果は、個々の技術にとって一般的である。表3で提供されるデータは、LNGについてはZeusEnergyConsultingGroupによる第三者報告2007、CNGについてはBishopの特許第6655155号、CGLについてはSeaOneMaritimeCorp.による内部研究を情報源とした。全体として、開示された実施形態は、それらの種々の構成の全てにおいて、これまでLNGまたはCNGシステムのいずれか一方によって提供されてきたよりも、遠隔にあるとともに開発された天然ガス貯留地にアクセスするための機器の実用的かつ早急な開発を提供する。必要とされる材料は、外来性ではなく、標準的な油田源から容易に供給し、世界中の多数の産業地で製造することができる。図25を参照すると、液体貯蔵溶液CGLとなるように、ガス源810から原ガスを採取する積荷プロセストレイン800上で使用される、一般的な機器が示されている。描写されるように、モジュール式接続点801、809、および817は、図20Aおよび20Bで描写される積荷バージ400および図19A-19Cで描写される一体キャリア300上の積荷プロセストレインが、多くが非一般的と見なされる、多種多様な世界中のガス源に応じることを可能にする。描写されるように、ガス源810から受容される一般的な原ガスは、分離器船812に送供され、そこで、沈下、塞流、または遠心作用が、より重い凝縮物、固体粒子、および地層水をガス流から分離する。ガス流自体は、モジュール式接続点801における開いたバイパス弁803を通過して脱水船814に至り、そこで、グリコール液中の吸収によって、または充填乾燥剤中の吸着によって、残りの水蒸気が除去される。次いで、ガス流は、NGLの抽出のために、モジュール式接続点809および817における開いたバイパス弁811および819を通過してモジュール816に至る。これは、一般的には、圧力の低下が冷却を引き起こし、ガス流からのNGLの副産物をもたらす、ターボエキスパンダである。代替として、油吸収システムを使用する旧来の技術をここで使用することができる。次いで、天然ガスは、CGL液体貯蔵液を調製するように調整される。CGL溶液は、上記の図2Aに関して論議されるように、ガス流を冷蔵し、それを静的ミキサ内で炭化水素溶媒に導入することによって、混合トレイン818内で生産される。結果として生じるCGLのさらなる冷却および圧縮が、貯蔵のために生成物を調製する。しかしながら、付加的な分離器容量を分離器機器812に提供することによって、高含量凝縮物を伴うガスを取り扱うことができる。CO2およびH2S、塩化物、水銀、および窒素等の望ましくないレベルの酸性ガスを伴う天然ガス混合については、モジュール式接続点801、809、および817におけるバイパス弁803、811、および819を必要に応じて閉じることができ、それぞれバイパスステーション801、809、および817において示される関連分岐配管および隔離弁805、807、813、815、821、および823と結び付けられた、選択的に取り付けられたプロセスモジュール820、822、および824を通してガス流を送ることができる。例えば、許容されないレベルの酸性ガスを含有する、SabahおよびSarawak等のマレーシア深海ガス田からの原ガスを、閉じたバイパス弁803の周囲に送り、開いた隔離弁805および807を通して送り、取り付けられたモジュール820の中で処理することができ、そこで、アミン吸収および鉄スポンジシステムが、CO2、H2S、および硫黄化合物を抽出する。水銀および塩化物を除去するためのプロセスシステムモジュールは、脱水ユニット814の下流に最適に位置付けられる。このモジュール822は、開いた隔離弁813および815を通して閉じたバイパス弁811の周囲に送られたガス流を採取し、ガラス化プロセス、分子篩、または活性炭素フィルタを備える。メキシコ湾のいくつかの地域で見出されるような高レベルの窒素を伴う原ガスについては、ガス流は、閉じたバイパス弁819の周囲に送られ、開いた隔離弁821および823を通して送られ、ガス流から窒素を除去するように、好適な容量の選択されたプロセスモジュール824に天然ガスを通過させる。利用可能なプロセスの種類は、膜分離技術、吸収/吸着タワー、および船舶の窒素パージシステムおよび貯蔵事前冷却ユニットに取り付けられた極低温プロセスを含む。上記で説明される抽出プロセスはまた、NGLモジュール816への第1段階を提供することもでき、東カタールのガス田で見出されるもの等の高液体混合を取り扱うために必要とされる付加的な容量を提供する。前述の明細書では、その具体的の実施形態を参照して、本発明が説明されている。しかしながら、本発明の広範な精神および範囲から逸脱することなく、種々の修正および変更がそれに行われてもよいことが明白となる。例えば、読者は、本明細書に説明される処理フロー図に示される処理動作の特定の順序および組み合わせは、単なる例示にすぎず、特に定めのない限り、本発明は、異なる処理動作または追加の処理動作、あるいは異なる処理動作の組み合わせまたは順序を使用して行うことができることを理解するであろう。別の実施例として、一実施形態の各特徴は、他の実施形態に示される他の特徴と組み合わせ、適合させることができる。当業者に知られる特徴および処理は、同様に、必要に応じて統合されてもよい。追加として、および明らかに、特徴は必要に応じて追加または控除されてもよい。したがって、添付の請求項およびそれらの相当物を考慮することを除いて、本発明は制限されるものではない。"