"明細書に記載の発明。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25molのエタンの濃度、および好ましくは約15mol~約30molの範囲のエタンの濃度;好ましくは約20molのプロパンの濃度、および好ましくは約15mol~約25molの範囲のプロパンの濃度;または、好ましくは約15molのブタンの濃度、および好ましくは約10mol~約30molのブタンの濃度;あるいは、約10mol~約30mol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absorptionstream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aftercooling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。本発明は、例えば以下の項目を提供する。項目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。項目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、項目1に記載のプロセス。項目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、項目1に記載のプロセス。項目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、項目3に記載のプロセス。項目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、項目1に記載のプロセス。項目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、項目3に記載のプロセス。項目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、項目1に記載のプロセス。項目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、項目7に記載のプロセス。項目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、項目7に記載のプロセス。項目10前記溶媒がエタンである、項目1に記載のプロセス。項目11前記溶媒がプロパンである、項目1に記載のプロセス。項目12前記溶媒がブタンである、項目1に記載のプロセス。項目13前記ガスがメタンである、項目1に記載のプロセス。項目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。項目15前記液体媒体がエタンである、項目14に記載の方法。項目16前記液体媒体がプロパンである、項目14に記載の方法。項目17前記液体媒体がブタンである、項目14に記載の方法。項目18前記温度が-60°F以上である、項目14に記載の方法。項目19前記圧力が1440psigを超えない、項目14に記載の方法。項目20前記圧力が1440psigを超えない、項目18に記載の方法。項目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。項目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、項目21に記載のプロセス。項目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、項目21に記載のプロセス。項目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、項目21に記載のプロセス。項目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、項目21に記載のプロセス。項目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、項目21に記載のプロセス。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、JouleThompson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aftercooling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JouleThompsonバルブの使用は、図1には示されていない。JouleThompson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15mol~約25molの範囲のエタンC2濃度、約10mol~約30molの範囲のプロパンC2濃度、および約10mol~約30mol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25mol、そして好ましくは約15mol~約30molの範囲のエタン;好ましくは約20mol、そして好ましくは約15mol~約25molの範囲のプロパン;または約15、そして約10mol~約30molの範囲のブタン;あるいは約10mol~約30mol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、12100psigの圧力範囲および-30°F~-20°Fの温度;ならびに22500psig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cascadepropane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。"