СПОСОБЫ ХРАНЕНИЯ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ЖИДКИХ РАСТВОРИТЕЛЯХ

1. Способ смешения природного газа с углеводородным растворителем для получения жидкостной среды, пригодной для хранения и транспортировки при более высоких плотностях хранения, чем у сжатого природного газа в тех же условиях хранения, включающий стадии, в которых:
объединяют природный газ с жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду, включающую природный газ, абсорбированный в углеводородном растворителе, и
хранят однофазную жидкостную среду в резервуаре-хранилище при температуре хранения от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и при давлении хранения между 500 psig и 900 psig (между 3,4 МПа и 6,2 МПа, манометрических), причем природный газ в однофазной жидкостной среде хранится при плотности хранения, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа при таких же давлении и температуре.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадии, в которых
охлаждают однофазную жидкостную среду до температуры хранения от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и
сжимают однофазную жидкостную среду до давления хранения между 500 psig и 900 psig (между 3,4 МПа и 6,2 МПа, манометрических).
3. Способ по п.1, в котором углеводородный растворитель представляет собой этан, пропан или бутан, или комбинацию двух или более компонентов из этана, пропана и бутана.
4. Способ по п.1, в котором природный газ представляет собой метан.
5. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, в которой извлекают неизмененный природный газ из однофазной жидкостной среды из природного газа, абсорбированного в углеводородном растворителе.
6. Способ по п.1, дополнительно включающий стадии, в которых
снижают давление однофазной жидкостной среды из природного газа, абсорбированного в углеводородном растворителе, для разделения природного газа и углеводородного растворителя, и
нагревают природный газ для возвращения его в газообразное состояние.
7. Способ по п.6, дополнительно включающий стадию, в которой хранят углеводородный растворитель в жидкостной фазе для будущего использования.
8. Способ по п.1, в котором углеводородный растворитель представляет собой этан (С2), и объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды варьирует в диапазоне от около 270 до около 414.
9. Способ по п.8, в котором концентрация этанового углеводородного растворителя варьирует в диапазоне от около 9 до 23 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды составляет величину в диапазоне от около 297 до около 388.
10. Способ по п.1, в котором углеводородный растворитель представляет собой пропан (С3), и объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды варьирует в диапазоне от около 196 до около 423.
11. Способ по п.10, в котором концентрация этанового углеводородного растворителя варьирует в диапазоне от около 9 до 21 мольного процента, причем объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды составляет величину в диапазоне от около 326 до около 392.
12. Способ по п.1, в котором углеводородный растворитель представляет собой бутан (С4), и объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды варьирует в диапазоне от около 158 до около 423.
13. Способ по п.12, в котором концентрация этанового углеводородного растворителя варьирует в диапазоне от около 6 до 28 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды составляет величину в диапазоне от около 284 до около 376.
14. Способ по п.1, в котором углеводородный растворитель представляет собой растворитель на основе природного газоконденсата (NGL) с преобладанием пропана при соотношении 75% С3 к 25% С4, и объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды варьирует в диапазоне от около 187 до около 423.
15. Способ по п.14, в котором концентрация этанового углеводородного растворителя варьирует в диапазоне от около 7 до 30 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды составляет величину в диапазоне от около 274 до около 388.
16. Способ по п.1, в котором углеводородный растворитель представляет собой растворитель на основе природного газоконденсата (NGL) с преобладанием бутана при соотношении 75% С4 к 25% С3, и объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды варьирует в диапазоне от около 167 до около 423.
17. Способ по п.16, в котором концентрация этанового углеводородного растворителя варьирует в диапазоне от около 9 до 26 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа однофазной жидкостной среды составляет величину в диапазоне от около 297 до около 373.
18. Способ по п.1, в котором стадия, в которой проводят объединение природного газа с жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду, включающую природный газ, абсорбированный в углеводородном растворителе, включает стадию, в которой оптимизируют отношение жидкого углеводородного растворителя к природному газу для оптимизации плотностей хранения природного газа в однофазной жидкостной среде для давления и температуры, при которых однофазная жидкостная среда хранится в резервуаре-хранилище.
19. Способ по п.18, в котором стадия, в которой проводят оптимизацию отношения жидкого углеводородного растворителя к природному газу, включает стадии, в которых проводят мониторинг состава природного газа, и корректируют содержание в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом.
20. Однофазная жидкостная среда, включающая компонент природного газа, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, в которой компонент природного газа внутри однофазной жидкостной среды (CGL) является сжимаемым до плотности хранения, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, и в которой углеводородный растворитель представляет собой этан (С2), и причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 270 до около 414 при давлении и температуре хранения в диапазонах от 500 psig до около 900 psig (от 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических) и от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С).
21. Однофазная жидкостная среда по п.20, в которой концентрация этанового углеводородного растворителя составляет величину в диапазоне от около 9 до 23 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 297 до около 388.
22. Однофазная жидкостная среда, включающая компонент природного газа, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, в которой компонент природного газа внутри однофазной жидкостной среды (CGL) является сжимаемым до плотности хранения, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, и в которой углеводородный растворитель представляет собой пропан (С3), и причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 196 до около 423 при давлении и температуре хранения в диапазонах от 500 psig до около 900 psig (от 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических) и от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С).
23. Однофазная жидкостная среда по п.22, в которой концентрация этанового углеводородного растворителя составляет величину в диапазоне от около 9 до 21 мольного процента, причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 326 до около 392.
24. Однофазная жидкостная среда, включающая компонент природного газа, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, в которой компонент природного газа внутри однофазной жидкостной среды (CGL) является сжимаемым до плотности хранения, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, и в которой углеводородный растворитель представляет собой бутан (С4), и причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 158 до около 423 при давлении и температуре хранения в диапазонах от 500 psig до около 900 psig (от 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических) и от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С).
25. Однофазная жидкостная среда по п.24, в которой концентрация этанового углеводородного растворителя составляет величину в диапазоне от около 6 до 28 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 284 до около 376.
26. Однофазная жидкостная среда, включающая компонент природного газа, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, в которой компонент природного газа внутри однофазной жидкостной среды является сжимаемым до плотности хранения, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, и в которой углеводородный растворитель представляет собой растворитель на основе природного газоконденсата (NGL) с преобладанием пропана при соотношении 75% С3 к 25% С4, и причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 187 до около 423 при давлении и температуре хранения в диапазонах от 500 psig до около 900 psig (от 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических) и от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С).
27. Однофазная жидкостная среда по п.26, в которой концентрация этанового углеводородного растворителя составляет величину в диапазоне от около 7 до 30 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 274 до около 388.
28. Однофазная жидкостная среда, включающая компонент природного газа, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, в которой компонент природного газа внутри однофазной жидкостной среды (CGL) является сжимаемым до плотности хранения, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, и в которой углеводородный растворитель представляет собой растворитель на основе природного газоконденсата (NGL) с преобладанием бутана при соотношении 75% С4 к 25% С3, и причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 167 до около 423 при давлении и температуре хранения в диапазонах от 500 psig до около 900 psig (от 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических) и от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С).
29. Однофазная жидкостная среда по п.28, в которой концентрация этанового углеводородного растворителя составляет величину в диапазоне от около 9 до 26 мольных процентов, причем объемное отношение компонента природного газа варьирует в диапазоне от около 297 до около 373.
30. Газотранспортное судно, включающее
грузовой трюм и
контейнерную систему, размещенную в грузовом трюме и приспособленную для хранения однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в углеводородном газовом растворителе при давлении и температуре хранения, связанных с плотностью хранения для природного газа в однофазной жидкостной среде, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры, причем контейнерная система приспособлена для хранения однофазной жидкостной среды при температуре в диапазоне от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и давлении в диапазоне от 500 psig до 900 psig (от 3,4 МПа до 6,2 МПа, манометрических).
31. Судно по п.30, в котором контейнерная система включает систему петлеобразных трубопроводов.
32. Судно по п.31, в котором система петлеобразных трубопроводов приспособлена для хранения однофазной жидкостной среды при давлении в диапазоне от 300 psig до 900 psig (от 2,07 МПа до 6,2 МПа, манометрических).
33. Судно по п.31, в котором система петлеобразных трубопроводов включает рециркуляционные устройства, приспособленные для регулирования температуры и давления.
34. Судно по п.31, в котором система петлеобразных трубопроводов конфигурирована для картины извилистого течения текучей среды между соседними трубами.
35. Судно по п.33, дополнительно включающее загрузочную и смесительную систему, приспособленную для смешения природного газа с жидким углеводородным растворителем с образованием однофазной жидкостной среды.
36. Судно по п.35, дополнительно включающее систему разделения, фракционирования и выгрузки, для отделения природного газа от однофазной жидкостной среды.
37. Судно по п.38, в котором система выгрузки включает вытесняющее средство для вытеснения однофазной жидкостной среды из контейнерной системы.
38. Судно по п.37, в котором вытесняющее средство дополнительно включает устройство для продувки вытесняющей текучей среды с использованием инертного газа.
39. Судно по п.36, в котором система выгрузки включает средство для корректирования высшей теплотворной способности выгружаемого газа.
40. Система для обработки, хранения и транспортировки природного газа от источника поставки до рынка сбыта, включающая
производственное судно, включающее модули технологического оборудования, конфигурированные для получения однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, причем производственное судно может перемещаться между местоположениями поставки природного газа,
морское транспортное судно, включающее контейнерную систему, конфигурированную для хранения однофазной жидкостной среды при давлении и температуре хранения, связанных с плотностью хранения для природного газа, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, причем морское транспортное судно конфигурировано для принятия однофазной жидкостной среды из производственного судна и загрузки в контейнерную систему, причем контейнерная система конфигурирована для хранения однофазной жидкостной среды при температуре и давлении хранения в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4МПа до около 6,2 МПа, манометрических), и
разгрузочное судно, включающее модули с разделительным, фракционирующим и разгрузочным оборудованием, для разделения однофазной жидкостной среды на ее компоненты природного газа и растворителя, и выгрузки природного газа в установки для хранения или в трубопроводы, причем разгрузочное судно конфигурировано для принятия однофазной жидкостной среды из морского транспортного судна, и причем разгрузочное судно может перемещаться между местоположениями разгрузки природного газа для поставки на рынок сбыта.
41. В системе для обработки, хранения и транспортировки природного газа от источника поставки до рынка сбыта, система, включающая
производственное судно, включающее модули технологического оборудования, конфигурированные для получения однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, причем производственное судно может перемещаться между местоположениями поставки природного газа, и
морское транспортное судно, включающее контейнерную систему, конфигурированную для хранения однофазной жидкостной среды при давлении и температуре хранения, связанных с плотностью хранения для природного газа, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, причем морское транспортное судно конфигурировано для принятия однофазной жидкостной среды из производственного судна и загрузки в контейнерную систему, причем контейнерная система конфигурирована для хранения однофазной жидкостной среды при температуре и давлении хранения в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).
42. В системе для обработки природного газа из источника поставки, и получения, хранения и транспортировки однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, для доставки природного газа на рынок сбыта, система, включающая
морское транспортное судно, включающее контейнерную систему, конфигурированную для хранения однофазной жидкостной среды при давлении и температуре хранения, связанных с плотностью хранения для природного газа, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры хранения, причем морское транспортное судно конфигурировано для принятия однофазной жидкостной среды из производственного судна и загрузки в контейнерную систему, причем контейнерная система конфигурирована для хранения однофазной жидкостной среды при температуре и давлении хранения в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических), и
разгрузочное судно, включающее модули с разделительным, фракционирующим и разгрузочным оборудованием, для разделения однофазной жидкостной среды на ее компоненты природного газа и растворителя, и выгрузки природного газа в установки для хранения или в трубопроводы, причем разгрузочное судно конфигурировано для принятия однофазной жидкостной среды из морского транспортного судна, и причем разгрузочное судно может перемещаться между местоположениями разгрузки природного газа для поставки на рынок сбыта.
43. Система по пп.40, 41 или 42, в которой контейнерная система включает контейнерную систему из петлеобразных трубопроводов с рециркуляционными устройствами для поддержания температуры и давления в выбранных точках в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).
44. Система по п.43, в которой система петлеобразных трубопроводов конфигурирована для картины извилистого течения текучей среды между соседними трубами.
45. Система по пп.40, 41 или 42, в которой контейнерная система включает систему загрузки и выгрузки вытесняющей текучей средой для загрузки однофазной жидкостной среды под давлением в контейнерную систему и полного вытеснения однофазной жидкостной среды из контейнерной системы.
46. Система по п.40 или 42, в которой система выгрузки включает средство для корректирования высшей теплотворной способности выгружаемого газа.
47. Способ обработки, хранения и транспортировки природного газа от источника поставки до рынка сбыта, включающий стадии, в которых
принимают природный газ на производственное судно, включающее модули технологического оборудования, конфигурированные для получения однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, причем производственное судно может перемещаться между местоположениями поставки газа,
получают партию однофазной жидкостной среды для хранения и транспортировки,
загружают однофазную жидкостную среду из производственного судна на морское транспортное судно, включающее контейнерную систему, конфигурированную для хранения однофазной жидкостной среды при давлении и температуре хранения, связанных с плотностью хранения для природного газа, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры,
хранят однофазную жидкостную среду в контейнерной системе при температуре и давлении хранения в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических),
выгружают однофазную жидкостную среду из контейнерной системы на морском транспортном судне в разгрузочное судно, включающее модули с разделительным, фракционирующим и разгрузочным оборудованием, для разделения однофазной жидкостной среды на ее компоненты природного газа и растворителя, и выгружают природный газ в установки для хранения или в трубопроводы, причем разгрузочное судно может перемещаться между местоположениями разгрузки природного газа для поставки на рынок сбыта,
разделяют однофазную жидкостную среду на ее компоненты природного газа и растворителя, и
выгружают природный газ из разгрузочного судна в установки для хранения или в трубопроводы.
48. Способ обработки, хранения и транспортировки природного газа от источника поставки до рынка сбыта, включающий стадии, в которых
принимают природный газ на производственное судно, включающее модули технологического оборудования, конфигурированные для получения однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, причем производственное судно может перемещаться между местоположениями поставки газа,
получают партию однофазной жидкостной среды для хранения и транспортировки,
загружают однофазную жидкостную среду из производственного судна на морское транспортное судно, включающее контейнерную систему, конфигурированную для хранения однофазной жидкостной среды при давлении и температуре хранения, связанных с плотностью хранения для природного газа, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры, и
хранят однофазную жидкостную среду в контейнерной системе при температуре и давлении хранения в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).
49. Способ обработки природного газа из источника поставки, и получения, хранения и транспортировки однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, для доставки природного газа на рынок сбыта, включающий стадии, в которых
хранят однофазную жидкостную среду на морском транспортном судне, включающем контейнерную систему, конфигурированную для хранения однофазной жидкостной среды при давлении и температуре, связанных с плотностью хранения для природного газа, которая превышает плотность хранения сжатого природного газа (CNG) для таких же давления и температуры, причем однофазную жидкостную среду хранят при температуре и давлении хранения в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических), и
выгружают однофазную жидкостную среду из контейнерной системы на морском транспортном судне в разгрузочное судно, включающее модули с разделительным, фракционирующим и разгрузочным оборудованием, для разделения однофазной жидкостной среды на ее компоненты природного газа и растворителя, и выгружают природный газ в установки для хранения или в трубопроводы, причем разгрузочное судно может перемещаться между местоположениями разгрузки природного газа для поставки на рынок сбыта,
разделяют однофазную жидкостную среду на ее компоненты природного газа и растворителя, и
выгружают природный газ из разгрузочного судна в установки для хранения или в трубопроводы.
50. Способ по пп.47, 48 или 49, дополнительно включающий стадию, в которой проводят рециркуляцию сохраняемой однофазной жидкостной среды для поддержания температуры и давления ее хранения в выбранных точках в диапазонах от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).