Область техники, к которой относится изобретение
[001] Описываемые здесь варианты исполнения относятся к процессу и способу хранения, транспортировки и доставки природного газа в условиях давления и температуры, в которых дополнительное присутствие растворителей на основе легких углеводородов в жидкой форме используют для облегчения достижения более высоких уровней плотности для природного газа как компонента смеси.
Уровень техники
[002] Природный газ главным образом перемещают по трубопроводам на поверхности земли. Там, где перемещение продукта по трубопроводу является непрактичным или непомерно дорогостоящим, решение проблемы обеспечивают системы перевозки сжиженного природного газа (LNG) выше определенного порогового объема запаса. По мере все возрастающей стоимости применения LNG-систем, отвечающего экономическим показателям все более и более крупномасштабных установок, промышленность отдалилась от способности обслуживать более мелкие и наиболее многочисленные резервные запасы. Многие из этих запасов расположены в отдаленных местах, и эксплуатировать их с использованием LNG-систем неэкономично.
[003] В своей современной деятельности промышленность стремится улучшить возможности доставки введением плавучих LNG-установок для сжижения и хранения природного газа на газовом промысле, и монтажом на борту LNG-танкеров оборудования для регазификации, чтобы разгружать газ в море вблизи рынка сбыта в местах, которые находятся напротив расположенных на суше терминалов для приема и обработки LNG. Для дальнейшего снижения энергопотребления путем упрощения технологических процедур в промышленности опять и опять обсуждается применение LNG под давлением (PLNG), чтобы улучшить экономические показатели в эпоху круто растущих цен для LNG-промышленности в целом. Например, см. патенты США №№ 3298805, 6460721, 6560988, 6751985, 6877454, 7147124, 7360367.
[004] Экономические аспекты, касающиеся разработки запасов «трудноизвлекаемого газа» («stranded gas») в отдаленных районах по всему миру, побуждают к усовершенствованиям эксплуатации вне этих предлагаемых технологий плавучих LNG-установок и LNG под давлением, для полного использования этого источника энергии.
[005] Появление систем транспортировки Сжатого Природного Газа (CNG) для удовлетворения все растущих потребностей мирового рынка привело в последнее десятилетие к многочисленным предложениям. Однако на протяжении того же периода времени только одна маленькая система была доведена до полной промышленной эксплуатации в сколько-нибудь значимом масштабе. CNG-системы по своей сути находятся в противоборстве с нормативами на конструктивные параметры, которые обусловливают толщины стенок их контейнерных систем в отношении рабочих давлений. Чем выше давление, тем лучше плотность хранящегося газа при убывающей доходности - однако, ограничения в плане соотношения «массы газа к массе материала контейнера» заставляют промышленность высматривать другие направления для улучшения экономических показателей при капиталовложениях на контейнеры для CNG и технологическое оборудование. Например, см. патенты США №№ 5803005, 5839383, 6003460, 6449961, 6655155, 6725671, 6994104, 7257952.
[006] Одно техническое решение, обрисованное в патенте США № 7607310, который включен здесь ссылкой, представляет методологию как создания, так и хранения жидкофазной смеси природного газа и легкоуглеводородного растворителя при предпочтительных температурных условиях от температуры ниже -40°F до около -80°F (от ниже -40°С до около -62,2°С), и предпочтительных условиях давления от около 1200 psig до около 2150 psig (от около 8,3 МПа до около 14,8 МПа, манометрических). Жидкофазная смесь природного газа и легкоуглеводородного растворителя далее обозначается как Сжатый Газо-Жидкостный (CGL) продукт или смесь. Хотя CGL-технология позволяет повысить плотность размещения груза в сочетании с меньшими затратами технологической энергии на хранение в жидком состоянии, недостижимыми с LNG-, PLNG- и CNG-системами и технологиями, экономические аспекты разработки запасов в отдаленных районах обусловливают необходимость повышения плотности размещения груза, снижения расхода технологической энергии и сокращения массы герметизирующих резервуаров.
[007] Соответственно этому, желательно создание систем и способов, которые облегчают экономичную разработку отдаленных или трудноизвлекаемых запасов, реализуемых без привлечения LNG-, PLNG- и CNG-систем, но с использованием CGL-систем и процесса для хранения природного газа, чтобы обеспечить повышенную плотность размещения груза, снижение расхода технологической энергии и сокращение массы самих герметизирующих резервуаров.
Сущность изобретения
[008] Представленные здесь варианты исполнения направлены на системы и способы как создания, так и хранения более плотной жидкофазной смеси природного газа и легкоуглеводородного растворителя в условиях температуры и давления, которые облегчают достижение улучшенных объемных соотношений хранящегося газа внутри систем хранения с облегченной конструкцией. В одном предпочтительном варианте исполнения повышенная плотность хранения природного газа, по сравнению со сжатым природным газом (CNG) и сжиженным природным газом под давлением (PLNG) при таких же условиях температуры и давления, позволяет использовать такие углеводородные растворители, как растворители на основе легких углеводородов, включающих этан, пропан и бутан, растворитель на основе природного газоконденсата (NGL) или растворитель на основе сжиженного нефтяного газа (LPG), при общих температурных условиях от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С) с общими условиями давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), или, более предпочтительно, при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических).
[009] Описываемые здесь варианты исполнения также направлены на масштабируемое устройство для принятия сырьевого промыслового (в том числе природного газоконденсата (NGL)) или полукондиционного природного газа, кондиционирования природного газа, получения сжатого газожидкостного (CGL) продукта, включающего жидкофазную смесь природного газа и легкоуглеводородного растворителя, и транспортировки CGL-продукта на рынок сбыта, где сетевой газ, пригодный для транспортировки по трубопроводам, или продукты фракционирования поставляются путем, использующим меньше энергии, чем либо CNG-, либо LNG-системы, и обеспечивающее лучшее соотношение «масса груза к массе контейнера» для компонента природного газа при перевозке, чем это предлагается CNG-системами.
[0010] Другие системы, способы, признаки и преимущества вариантов исполнения будут или станут очевидными квалифицированному специалисту в этой области технологии после ознакомления с нижеследующими фигурами и подробным описанием.
Краткое описание фигур
[0011] Подробности вариантов исполнения, включая изготовление, конструкцию и действие, могут быть подобраны отчасти изучением сопроводительных фигур, в которых сходные кодовые номера позиций обозначают подобные детали. Компоненты в фигурах не обязательно выполнены в масштабе, но вместо этого сделан акцент на иллюстрирование принципов описываемых здесь вариантов исполнения. Более того, все иллюстрации предназначены для выражения концепций, где относительные размеры, формы и прочие подробные характерные свойства могут быть иллюстрированы скорее схематически, нежели буквально или в точности.
[0012] Фиг.1 представляет график коэффициента (Z) сжимаемости природного газа при псевдоприведенных температурах и давлениях из сборника технической информации Engineering Data Book от GPSA (Gas Processors Suppliers Association, Ассоциация компаний-поставщиков оборудования для переработки газа) с сопоставлением данных, касающихся LNG, PLNG, CNG и CGL.
[0013] Фиг.2А схематически представляет блок-схему процесса получения CGL-продукта и погрузки CGL-продукта в трубопроводную систему хранения.
[0014] Фиг.2В схематически представляет блок-схему процесса получения CGL-продукта с контуром регулирования для оптимизации растворителя, чтобы максимизировать эффективность хранения исходного газа.
[0015] Фиг.2С представляет блок-схему, иллюстрирующую стадии процесса регулирования для оптимизации растворителя в получении CGL, чтобы максимизировать эффективность хранения исходного газа.
[0016] Фиг.2D схематически представляет блок-схему процесса выгрузки CGL-продукта из системы хранения и разделения природного газа и растворителя в CGL-продукте.
[0017] Фиг.3А схематически иллюстрирует принцип вытеснения текучей средой для погрузки CGL-продукта в систему хранения.
[0018] Фиг.3В схематически иллюстрирует принцип вытеснения текучей средой для выгрузки CGL-продукта из системы хранения.
[0019] Фиг.4А и 4В представляют графики, показывающие объемное отношение (v/v) CNG и PLNG, и объемное отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе этана при таких же температурах и давлениях хранения.
[0020] Фиг.5А и 5В представляют графики, показывающие объемное отношение (v/v) CNG и PLNG, и объемное отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе пропана при таких же температурах и давлениях хранения.
[0021] Фиг.6А и 6В представляют графики, показывающие объемное отношение (v/v) CNG и PLNG, и объемное отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе бутана при таких же температурах и давлениях хранения.
[0022] Фиг.7А и 7В представляют графики, показывающие объемное отношение (v/v) CNG и PLNG, и объемное отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе NGL/LPG, имеющим преобладание пропана, при таких же температурах и давлениях хранения.
[0023] Фиг.8А и 8В представляют графики, показывающие объемное отношение (v/v) CNG и PLNG, и объемное отношение V/V компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе NGL/LPG, имеющим преобладание бутана, при таких же температурах и давлениях хранения.
[0024] Фиг.9 и 10 представляют схематические диаграммы CGL-систем, которые обеспечивают погрузку, обработку, кондиционирование, транспортировку (в жидкой форме) и доставку сырьевого промыслового газа (включая NGL) как природного сетевого газа или газовых продуктов фракционирования на рынок сбыта.
[0025] Фиг.11А и 11В представляют графики, показывающие массовое отношение (m/m) CNG и PLNG, и массовое отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе этана к среде хранения при таких же температурах и давлениях хранения.
[0026] Фиг.12А и 12В представляют графики, показывающие массовое отношение (m/m) CNG и PLNG и массовое отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе пропана (С3) к среде хранения при таких же температурах и давлениях хранения.
[0027] Фиг.13А и 13В представляют графики, показывающие массовое отношение (m/m) CNG и PLNG, и массовое отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе бутана (С4) к среде хранения при таких же температурах и давлениях хранения.
[0028] Фиг.14А и 14В представляют графики, показывающие массовое отношение (m/m) CNG и PLNG, и массовое отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе NGL, имеющего преобладание пропана, к среде хранения при таких же температурах и давлениях хранения.
[0029] Фиг.15А и 15В представляют графики, показывающие массовое отношение (m/m) CNG и PLNG, и массовое отношение компонента природного газа CGL-смеси с растворителем на основе NGL, имеющего преобладание бутана, к среде хранения при таких же температурах и давлениях хранения.
[0030] Фиг.16А представляет вид с торца варианта исполнения трубного штабеля, показывающий соединительные фитинги, которые составляют часть трубопроводной системы хранения.
[0031] Фиг.16В представляет вид сбоку противоположного конца варианта исполнения трубного штабеля из фиг.16А, показывающий соединительные фитинги.
[0032] Фиг.16С представляет вид с торца, показывающий многочисленные пучки труб в штабелях, соединенных между собой сторона-к-стороне.
[0033] Фиг.16D-16F представляют вид сбоку, детализированный и перспективный виды опорного элемента трубного штабеля.
[0034] Фиг.17А-17D представляют вид сбоку, ступенчатый разрез (проведенный по линии 17В-17В на фиг.17А), вид сверху и перспективные вид пакетного каркаса для трубопровода системы хранения.
[0035] Фиг.17Е представляет вид сверху сблокированных расположенных друг над другом пучков труб в судовом трюме.
[0036] Фиг.18А схематически иллюстрирует применение системы хранения для частичной загрузки NGL.
[0037] Фиг.18В схематически представляет блок-схему, иллюстрирующую обработку, кондиционирование, погрузку, транспортировку (в жидкой форме) и доставку сырьевого газа как сетевого газа вместе с продуктами фракционирования на рынок сбыта.
[0038] Фиг.19А-19С представляют виды сбоку, сверху и вид в разрезе через нос переоборудованного судна с полной конфигурацией танкера.
[0039] Фиг.20А-20В представляют виды сбоку и сверху погрузочной баржи с устройствами для обработки, кондиционирования промыслового газа и получения CGL.
[0040] Фиг.21А-21С представляют вид спереди в разрезе, вид сбоку и вид сверху вновь построенного челночного танкера с устройствами для перевозки CGL-продукта.
[0041] Фиг.22 представляет вид в разрезе (проведенном по линии 22-22 на фиг.21В) зоны хранения вновь построенного танкера, показывающий относительное положение палубы надводного борта и сокращенной зоны деформации.
[0042] Фиг.23А-23В представляют виды сбоку и сверху разгрузочной баржи с устройством для фракционирования и регенерации растворителя для повторного использования.
[0043] Фиг.24А-D представляют виды сбоку, сверху и детализированный вид сочлененных буксира и баржи с CGL-челноком и устройствами перекачки продукта.
[0044] Фиг.25 представляет блок-схему, иллюстрирующую обработку сырьевого газа с помощью модульной погрузочной технологической цепочки.
Подробное описание предпочтительных вариантов исполнения
[0045] Представленные здесь варианты исполнения направлены на системы и способы как создания, так и хранения жидкофазной смеси природного газа и легкоуглеводородного растворителя в условиях температуры и давления, которые облегчают достижение улучшенных объемных отношений хранящегося газа внутри систем хранения с облегченной конструкцией. В одном предпочтительном варианте исполнения повышенная плотность хранения природного газа, по сравнению со сжатым природным газом (CNG) и сжиженным природным газом под давлением (PLNG) при таких же условиях температуры и давления, обеспечивается использованием углеводородных растворителей, таких как растворители на основе легких углеводородов, таких как этан, пропан и бутан, растворитель на основе природного газоконденсата (NGL) или растворитель на основе сжиженного нефтяного газа (LPG), при температурных условиях от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), и общими условиями давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), или, более предпочтительно, при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических).
[0046] Настоящая заявка относится к патентной заявке США с серийным № 12/486627, поданной 17 июня 2009 г., и предварительной заявке США с серийным № 61/392135, поданной 12 октября 2010 г., которые полностью включены ссылкой.
[0047] Перед обсуждением принципа действия настоящих вариантов исполнения, представлен краткий обзор теории идеальных газов. Комбинация закона Бойля, закона Шарля и закона давления описывает взаимосвязь изменяющихся условий, при которых хранят газ:
(P1×V1)/T1=(P2×V2)/T2=Constant, (1)
где P = абсолютное давление,
V = объем газа,
T = абсолютная температура.
Значение R относится к фиксированной величине, известной как Универсальная Газовая Постоянная. Поэтому общее уравнение может быть записано следующим образом:
P×V=R×T. (2)
Эта взаимозависимость характеристик идеального газа действительна при низких давлениях, но утрачивает точность при описании поведения реального газа при более высоких давлениях, которые имеют место в практических обстоятельствах.
[0048] Для учета разницы между поведением идеального газа и реального газа, обусловленной межмолекулярными взаимодействиями, вводят поправочный безразмерный коэффициент сжимаемости, известный как «z». Значение z зависит от состояния компонентов газа и условий температуры и давления в системе хранения. Отсюда:
P×V=z×R×T. (3)
Будучи переписанным с учетом Молекулярной Массы (MW), отношение принимает вид:
P×V=z×R×T=(Z×R×T)/(MW), (4)
где вводится конкретное значение «z», обусловленное компонентами газа, температурой и давлением, теперь обозначенное «Z». Это уравнение затем переписывают, принимая во внимание плотность газа ρ=1/V.
Отсюда:
ρ=P×(MW)/(Z×R×T ). (5)
Эта зависимость является основанием для расчета плотностей газовой фазы, используемых в описываемых здесь вариантах исполнения.
[0049] Организация «Gas Processors Suppliers Association» публикует для промышленности сборник технической информации «Engineering Data Book», который графически показывает характеристику Z для всех легкоуглеводородных смесей с молекулярной массой ниже величины MW=40. Основываясь на Теореме Соответственных Состояний, эта схема использует псевдоприведенные значения условий температуры и давления при хранении для выведения коэффициента сжимаемости Z для всех имеющих отношение к делу легкоуглеводородных смесей, независимо от фазы или компонентов смеси. Псевдоприведенные значения условий температуры и давления выражаются как абсолютные значения этих измеренных характеристик, деленные на критические параметры обсуждаемой углеводородной смеси.
[0050] Описываемые здесь варианты исполнения нацелены на ускорение появления условий более плотного хранения природного газа путем добавления легкоуглеводородных растворителей. Как можно видеть из Уравнения (5), повышенная плотность получается, когда значение Z сокращается. В выбранной области действия описываемых здесь вариантов исполнения значение Z для природного газа снижают введением в природный газ легкоуглеводородного растворителя для создания жидкофазной смеси из растворителя и природного газа, называемой здесь сжатой газожидкостной (CGL) смесью.
[0051] Фиг.1 показывает репродукцию соответственной части этого графика коэффициента Z из издания GPSA как «фиг.23-4». Эта часть диаграммы принимает форму серии кривых в виде цепных линий, исходящих из общей точки с абсолютными значениями Z=1 и давления = 0. Область действия CGL-технологии расположена у нижнего конца кривых, показанных на фиг.1, где значения Z приблизительно составляют 0,3 или менее. Расчетные уточнения, выполненные в отношении Уравнения состояния и Теоремы соответственных состояний, поскольку оригинальная публикация этой диаграммы в 1941 году позволяла рассчитать приближенную характеристическую линию для псевдоприведенной температуры Tr=1,0, для лучшего определения области обусловили описываемые здесь варианты исполнения. Кроме того, добавлена линия, обозначенная как «Граница фазы растворителя», в отношении которой было найдено, что ниже нее ускоренное появление жидкостного состояния достигается добавлением легкоуглеводородных растворителей. CGL-смеси с использованием растворителей, происходящих из легкоуглеводородных растворителей, таких как этан, пропан и бутан, лежат у основания показанных здесь цепных кривых. По направлению вверх и вправо расположена область, определяемая как «жидкие тяжелые углеводороды», где растворители на основе С6-С12-углеводородов обеспечивают повышение плотности смеси при гораздо более высоких давлениях и температурах, выходящих за пределы предпочтительного варианта исполнения. Технологии охлажденного CNG (сжатого природного газа) занимают область в центральной левой части диаграммы, где приближенные значения Z лежат между 0,4 и 0,7. Область неразбавленного LNG при атмосферном давлении и температуре -260°F (-162,2°С) расположена в сторону нижнего левого угла диаграммы, где значение Z приближается к нулю (приблизительно 0,01). PLNG занимает промежуточную область в виде перевернутого треугольника от точки LNG до зоны CGL. Трубопроводы для транспортировки сжатого газа, действующие при близких к атмосферным температурах, занимают верхние цепные полосы и сходятся в пучок в сторону верхней правой точки начала кривых. Значения Z для этого режима транспортировки типично пролегают от около 0,95 вниз до 0,75 к более эффективным системам.
[0052] Таким образом, очевидно, что все четыре технологии хранения при переходе от LNG к PLNG к CGL к CNG перемещаются от нижней левой к верхней правой части графика коэффициента Z. Каждая занимает свою собственную нишу с условиями хранения, обеспечиваемыми применением охлаждения и сжатия. Наибольшие энергетические нагрузки в отношении сжатого состояния имеют место у предельных значений этих условий хранения, в технологиях LNG и CNG. Теплота сжатия и необходимое охлаждение для CNG и последние 50°F (10°С) для охлаждения (как отмечено автором Woodall, патент США 6085828) в случае LNG, оправдывает тяготение к CGL-технологии в срединной области условий хранения, требующей меньшего подведения энергии, что позволяет собрать больше газа с устья скважины для продажи на рынке сбыта.
[0053] Не будучи ограниченной в плане соблюдения приведенных значений, CGL-технология предлагает наилучшие условия сжатия при хранении в отношении расходования энергии на единицу поставляемого природного газа. Измеренные относительно LNG при приближенном объемном отношении (V/V) 600:1, эти альтернативы требуют меньшего количества экзотических материалов и обработки для достижения верхнего значения V/V для CGL приблизительно 400:1, как описано ниже.
[0054] Фиг.2А иллюстрирует стадии и компоненты системы в процессе 100, включающем получение CGL-смеси, включающей жидкофазную смесь природного газа (или метана) и легкоуглеводородного растворителя, и хранение CGL-смеси в системе хранения. Для CGL-процесса 100 сначала готовят поток 101 природного газа для хранения с использованием упрощенной последовательности операций стандартного промышленного технологического цикла, в которой тяжелые углеводороды, вместе с кислотными газами, избыточным азотом и водой, удаляют для соответствия техническим условиям трубопроводной транспортировки в такой мере, насколько это требуется сообразно компонентам промыслового газа. Затем поток 101 газа готовят для хранения в стадиях, в которых его сжимают до желательного давления и затем объединяют с легкоуглеводородным растворителем 102 в статическом смесителе 103 перед охлаждением полученной смеси до предпочтительной температуры в охладителе 104, чтобы получить жидкофазную среду 105, называемую CGL-продуктом.
[0055] Для данного условия хранения, определяемого согласованием температуры и давления, найдено, что имеется конкретное отношение растворителя к природному газу, которое дает наивысшее результирующее объемное отношение для сохраняемого природного газа внутри CGL-смеси при определенных условиях хранения для предварительно заданного растворителя и состава природного газа. Чтобы поддерживать оптимальное объемное отношение (эффективность хранения), в систему загрузки встраивают контур регулирования. С короткими интервалами контур регулирования отслеживает переменный состав поступающего потока природного газа и корректирует количество в мольных процентах добавляемого растворителя для поддержания оптимальной плотности хранения полученной CGL-смеси.
[0056] С привлечением фиг.2В, иллюстрирован один пример стадий и компонентов системы в процессе 130 для получения CGL-продукта с контуром 140 регулирования для оптимизации растворителя, чтобы максимизировать эффективность хранения исходного газа. Как изображено, компоненты системы в процессе 130 получения CGL включают дозировочную трубопроводную схему 132, которая принимает газ 101 из установки для обезвоживания газа. Дозировочная трубопроводная схема включает многочисленные отдельные трубопроводные секции 134А, 134В, 134С и 134D с размещенными в них расходомерами или датчиками 143А, 143В, 143С и 143D. Дозировочная трубопроводная схема 132 подает газ 101 в статический смеситель 103, который объединяет легкоуглеводородный растворитель 102 с газом 101 с образованием CGL-продукта 105. Растворитель 102 подают через трубопровод 137 для нагнетания растворителя с помощью насоса 138 для нагнетания растворителя в статический смеситель 103 из расширительного бака 136 для растворителя, который принимает растворитель 102 из охладителя растворителя. CGL-продукт 105 выводят из статического смесителя 103 по выпускному трубопроводу 135 для CGL-продукта в теплообменник 104 для CGL.
[0057] Как изображено, контур 140 регулирования для оптимизации растворителя включает блок или контроллер 142 оптимизации растворителя, который имеет процессор, в котором исполняется пакет программ для блока оптимизации растворителя. Блок 142 оптимизации растворителя соединен с расходомером 144 растворителя, размещенным в трубопроводе 137 для нагнетания растворителя после насоса 137 для нагнетания растворителя. Блок 142 оптимизации растворителя также соединен с клапаном-регулятором 146 потока, размещенным в трубопроводе 137 для нагнетания растворителя после расходомера 144 растворителя. Контур 140 регулирования для оптимизации растворителя дополнительно включает газовый хроматограф 148, соединенный с блоком 142 оптимизации растворителя.
[0058] При работе газовый хроматограф 148 определяет состав поступающего газа 101, получаемого из места, расположенного до дозировочной трубопроводной схемы 132, и/или из места перед статическим смесителем 103. Газовый хроматограф 148 определяет состав поступающего растворителя 102, отбираемого из места в трубопроводе 137 для нагнетания растворителя, расположенного перед расходомером 144, и состав выходящего теплого CGL-продукта 105, отбираемого из места в выпускном трубопроводе 135 перед теплообменником 104 для CGL. Данные о составе газа 101, растворителя 102 и CGL-продукта 105 передаются газовым хроматографом 148 в блок 142 оптимизации растворителя. Блок 142 оптимизации растворителя также получает данные о величине расхода потока газа 101 от датчиков 143А, 143В, 143С и 143D расхода, и о величине расхода потока растворителя 102 от расходомера 144. Как обсуждается в отношении фиг.2С, блок 142 оптимизации растворителя использует эти данные для расчета оптимального объемного отношения газа 101 и соответствующего отношения «растворитель/газ» в смеси для достижения оптимального объемного отношения газа 101, и управляет клапаном-регулятором 146 потока для поддержания оптимального отношения «растворитель/газ» в смеси.
[0059] Как изображено на фиг.2С, процесс 1140 регулирования для оптимизации растворителя включает определение состава газа 101 на стадии 1142, определение состава растворителя 102 на стадии 1144, и определение величины расхода потока газа 101 на стадии 1146. На стадии 1148 программа оптимизации принимает состав газа 101 и растворителя 102, и диапазон условий хранения, то есть, температуры и давления 111 в системе хранения, введенные пользователем, и рассчитывает объемное отношение (эффективность хранения) газового 101 компонента в CGL-продукте 105, то есть, результирующее объемное отношение газового 101 компонента в CGL-продукте 105, в пределах диапазона давлений, температур и соотношений «растворитель/газ» в смеси (мольная доля растворителя), для нахождения соотношения «растворитель/газ» в смеси, которое доводит до максимума эффективность хранения исходного газа. Результирующее объемное отношение газового 101 компонента в CGL-продукте 105 рассчитывается следующим образом: Результирующее Объемное Отношение = (Плотность CGL-смеси в условиях хранения)×(Содержание в процентах по массе в виде десятичной дроби компонента природного газа)/(Плотность компонента природного газа при стандартных условиях температуры и давления). Смесь растворителя и газа определяется правилами, основанными на термодинамическом уравнении состояния при применении. Эти уравнения состояния (Пенга-Робинсона, Соаве-Редлиха-Квонга (SRK) и т.д.) действуют на основе термодинамических параметров углеводородного газа 101 и растворителя 102 как компонентов.
[0060] Как показывает стадия 1150, программа продолжает рассчитывать результирующее объемное отношение, пока не определит, что повышение соотношения «растворитель/газ» в смеси не позволяет хранить больше газа соответственно условиям хранения. Как только определено максимальное объемное отношение (V/V), клапан-регулятор потока открывается на стадии 1152, если уже не был открыт. На стадии 1154 программа определяет, соответствует ли фактическая величина расхода потока растворителя, измеренная расходомером 144, величине расхода потока, которая отвечает оптимальной мольной доле растворителя, рассчитанной на стадии 1148. Если величина расхода потока соответствует, никаких действий не требуется, как показано на стадии 1156. Если же величина расхода потока не соответствует, клапан-регулятор 146 потока приводится в действие на стадии 1158.
[0061] На стадиях 1160 и 1162 предусмотрена дополнительная проверка для обеспечения того, что отрегулирована правильная величина расхода потока растворителя. Как указано, на стадии 1160 определяется состав теплого CGL-продукта 105. На стадии 1162 программа сравнивает свойства CGL-продукта, основанные на рассчитанном соотношении «растворитель/газ», со свойствами теплого CGL-продукта 105. Если свойства согласуются, никаких действий не требуется, как показано на стадии 1164. Если свойства не согласуются, программа приводит в действие клапан-регулятор 146 потока на стадии 1158 для получения теплого CGL-продукта 105 со свойствами, которые соответствуют свойствам CGL-продукта, основанным на рассчитанном соотношении «растворитель/газ».
[0062] Патент США № 7607310, который включен здесь ссылкой, описывает методологию как создания, так и хранения партии CGL-продукта в температурных условиях, предпочтительно варьирующих от менее -40°F до около -80°F (от менее -40°С до около -62,2°С), и условиях давления от около 1200 psig до около 2150 psig (от около 8,3 МПа до около 14,8 МПа, манометрических), с плотностями хранения для компонента природного газа CGL-продукта, превышающими плотности хранения CNG при таких же температуре и давлении хранения.
[0063] Фиг.2D иллюстрирует стадии и компоненты системы в процессе 110 для выгрузки CGL-продукта из системы хранения и разделения природного газа и растворителя в CGL-продукте. Для выгрузки CGL-продукта 105 из трубопроводной системы 106 хранения изменяют настройки клапанов, и реверсируют течение вытесняющей текучей среды 107, перемещаемой насосом 111 для течения обратно в трубопроводную систему 106 хранения, чтобы вытеснять более легкий CGL-продукт 105 из системы хранения в сторону линии 113 фракционирования газа, имеющей разделительную колонну 112 для разделения CGL-продукта 105 на компоненты природного газа и растворителя. Природный газ выходит из верха колонны 112 и направляется к транспортным трубопроводам. Растворитель выходит из основания разделительной колонны 112 и протекает в колонну 114 регенерации растворителя, где регенерированный растворитель возвращается 117 в систему получения CGL. Природный газ, соответствующий рыночной спецификации, может быть получен с использованием модуля 115 регулирования показателя BTU/Воббе, который измеряет любые требуемые более тяжелые компоненты, когда текущий поток 118 возвращается в поток 116 с образованием первоначально вводимого газового потока.
[0064] С привлечением фиг.3А и 3В, принцип использования вытесняющей текучей среды, который является обычным в других формах для промышленности по переработке углеводородов, иллюстрирован для условий хранения, применимых для конкретных горизонтальных трубчатых контейнерных резервуаров или трубопроводов, используемых в представленных вариантах исполнения. В процессе 119 загрузки CGL-продукт 105 загружают в систему 106 хранения через изолирующий вентиль 121, который приведен в открытое положение во впускном трубопроводе, удерживая противодавление вытесняющей текучей среды 107 для поддержания CGL-продукта 105 в его жидком состоянии. Вытесняющая текучая среда 107 предпочтительно включает смесь метанола и воды. Изолирующий вентиль 122 приведен в закрытое положение в выпускном трубопроводе.
[0065] Когда CGL-продукт 105 течет в систему 106 хранения, он вытесняет вытесняющую текучую среду 107, обусловливая ее течение через изолирующий вентиль 124, позиционированный в трубопроводе, возвращающем вытесняющую текучую среду в бак 109, и приведен в открытое положение. Клапан-регулятор 127 потока в этом возвратном трубопроводе поддерживает вытесняющую текучую среду 107 при достаточном противодавлении, чтобы обеспечивать сохранение CGL-продукта 105 в жидком состоянии в системе 106 хранения. Во время процесса загрузки изолирующий вентиль 125 во впускном трубопроводе для вытесняющей текучей среды приведен в закрытое положение.
[0066] По достижении пункта своего назначения, транспортное судно или танкер, перевозящий CGL-продукт 105, выгружает CGL-продукт 105 из системы хранения в ходе процесса 120 разгрузки, в котором используют насос 126 для реверсирования потока F вытесняющей текучей среды 107 из бака-хранилища 109 через открытый изолирующий вентиль 125 в пучки 106 труб системы хранения, чтобы выдавливать более легкий CGL-продукт 105 в технологический коллектор в сторону фракционирующего оборудования технологической цепи 129 разделения CGL. Вытесненный CGL-продукт 105 удаляется из системы 106 хранения, преодолевая противодавление регулировочного вентиля 123, в технологический коллектор, через изолирующий вентиль 122, который теперь приведен в открытое положение. CGL-продукт 105 удерживается в жидком состоянии вплоть до этого места, и только после прохода через клапан 123 регулирования давления резко испаряется с образованием газожидкостного потока технологической подачи. В ходе этого процесса изолирующие вентили 121 и 124 остаются в закрытом рейсовом положении.
[0067] В плане дополнительной заинтересованности в ограничении пространства для хранения на борту морского судна, как только CGL-содержимое выдувают из системы хранения, вентили 122 и 125 закрывают, и вытесняющую текучую среду 107 возвращают по низконапорному трубопроводу (не показан) в бак 109 для повторного использования в заполнении/опорожнении следующего пучка труб (не показан). Повторно используемую текучую среду опять подают через насос 126, питающий вновь открытый магистральный вентиль (не показан) вслед за закрытым теперь вентилем 125 к следующему пучку труб. Между тем трубопроводную 106 систему хранения, теперь освобожденную от вытесняющей текучей среды, продувают азотом 128 для создания газовой атмосферы и оставляют в инертном состоянии как «пустой» изолированный пучок труб.
[0068] Патент США № 7219682, который иллюстрирует один такой способ с использованием вытесняющей текучей среды, который может быть приспособлен к описываемым здесь вариантам исполнения, включен здесь ссылкой.
[0069] Независимо от материала контейнера, массовые доли контейнера, достижимые в CGL-системе, улучшены путем хранения CGL-продукта в температурных условиях от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около 84,4°С), при условиях давления, варьирующих от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), или, более предпочтительно, при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических).
[0070] Фиг.4А и 4В, 5А и 5В, 6А и 6В, 7А и 7В, а также 8А и 8В показывают относительное поведение CGL-смесей и поведение CNG и PLNG при таких же условиях температуры и давления при хранении. Эффективность описывается как объемное отношение (V/V) для каждого условия хранения, которое обозначено как координата с конкретными температурой/давлением. Изображенное отношение V/V представляет собой плотность природного газа в условиях хранения, деленную на плотность того же газа в стандартных условиях давления в одну атмосферу и температуры 60°F (15,6°С). Значение V/V для CGL представляет собой значение результирующей плотности компонента природного газа внутри CGL-продукта, деленное на плотность того же природного газа в стандартных условиях давления в одну атмосферу и температуры 60°F (15,6°С). Таким образом, исследованы две системы по общему критерию сохраняемого природного газа, независимо от компонента растворителя в CGL-смесях. Как иллюстрировано на фиг.4А и 4В, 5А и 5В, 6А и 6В, 7А и 7ВА, а также 8А и 8В, плотность размещения груза природного газа выводится из газовой смеси, показательной для типичного на Северо-Американском рынке продукта, имеющего высшую теплоту сгорания (GHV) 1050 Btu/ft3 (39,1 МДж/м3) (удельный вес (SG)=0,6 кг/м3 приблизительно).
[0071] Фиг.4А и 4В, 5А и 5В, 6А и 6В, 7А и 7В, а также 8А и 8В показывают относительное поведение различных CGL-смесей на основе растворителей. CGL-Смеси на основе этана, пропана и бутана сначала показаны на фиг.4В, 5В и 6В, представляющих поведение трех базисных растворителей, которые составляют основу повышенной плотности в CGL-технологии. Две различных смеси пропана и бутана затем формируют растворители на фиг.7В и 8В и являются показательными для растворителей, основанных на NGL и LPG, которые могут быть производными трех базисных компонентов. Эффективность показана как отношение V/V для линий постоянного давления при разнообразных условиях температуры. Кривые CGL-смесей сообщают дополнительную информацию для каждой координаты «температура/давление», давая требуемое содержание растворителя в мольных процентах, необходимое для достижения максимальных результирующих значений V/V для этой конкретной координаты хранения.
[0072] Со ссылкой на фиг.5А и 5В, показывающие усредненный диапазон поведения смесей CGL-продукта на основе пропанового растворителя, следующие наблюдения являются показательными для поведения остальных CGL-смесей на основе этана, пропана, бутана, и растворителя на основе природного газоконденсата (NGL) и сжиженного нефтяного газа (LPG). Область улучшенной эффективности, проходящая направленно от координаты хранения при давлении 500 psig (3,4 МПа, манометрических), температуре -120°F (-84,4°С), до координаты хранения при давлении 1800 psig (12,4 МПа, манометрических), температуре -40°F (-40°С), показывает улучшенные значения V/V для CGL-смеси, при сравнении с ситуацией для CNG/PLNG, находящихся в таких условиях хранения.
[0073] Для достижения наилучшей эффективности объемного отношения в диапазоне от 300 до 400, величину концентрации растворителя в мольных процентах в смеси CGL-продукта повышают от около 10 мольных процентов в условиях низкой температуры и низкого давления до более высоких концентраций в диапазоне от 16 до 21 мольного процента в условиях усредненного диапазона, и затем снижают до более низких концентраций в диапазоне от 8 до 13% в условиях самой высокой температуры, самого высокого давления. На одной стороне этой области улучшенной эффективности имеет место ухудшение выигрыша V/V для хранения CGL относительно этого для хранения неразбавленного природного газа согласно технологиям CNG и PLNG. В областях более высокого давления, более низкой температуры плотности хранения для CGL-технологии хранения достигают плотностей хранения для PLNG-технологии хранения. Чем дальше отходить от этой эффективной области, тем ниже процентные доли растворителя, которые требуются для CGL-технологии хранения, чтобы приблизиться к значениям V/V PLNG-технологии хранения. Превосходные значения V/V для PLNG-технологии хранения неразбавленного природного газа в этой области привлекательны с коммерческой точки зрения, но связаны с процессом, расходующим больше энергии, чем требуется для CGL-технологии хранения в представляющих интерес областях вдоль эффективной области.
[0074] Эффективность CGL-технологии хранения подобным образом снижается, если перемещаться от эффективной области к координатам хранения с более низким давлением при более высокой температуре. Здесь достигнутые значения V/V измерены относительно эффективности CNG-технологии хранения. Для достижения наилучших значений V/V требование для жидкого состояния CGL-продукта обусловливает более высокие уровни содержания в мольных процентах растворителя, добавляемого в смесь CGL-продукта, когда условия отклоняются от этой области - ситуация, не так уж и пригодная для жестких пределов пространства хранения при морских перевозках, не то, что для эксплуатации в условиях наземного базирования, такой как системы ограничения максимальной нагрузки.
[0075] Повышенные уровни содержания растворителя, требуемые в этой области для CGL, чтобы превзойти CNG, обусловливают противоречие технологии закону убывающей доходности в отношении пространства, доступного для молекул природного газа, находящегося в смеси CGL-продукта. В конечном итоге значение V/V для CGL-технологии хранения резко падает сравнительно со значением V/V для CNG-технологии хранения. Превосходные, но низкие значения V/V для CNG-технологии хранения в этой области имеют ограниченную коммерческую привлекательность вследствие низкого отношения «масса груза газа к массе содержащего его контейнера».
[0076] Как изображено на фиг.4А и 4В, поведение смесей CGL-продукта, полученных из более легких растворителей на основе этана, проявляет подобную область улучшенной эффективности относительно поведения смесей CGL-продуктов, полученных из растворителей на основе пропана, соответственно чему отношение V/V для CGL-технологии хранения при выбранных условиях является более высоким, чем таковое для подобным образом сохраняемого неразбавленного природного газа с использованием CNG- или PLNG-технологий хранения. Фиг.4А и 4В показывают благоприятные параметры для смесей CGL-продукта на основе этанового растворителя при высоком давлении 1400 psig (9,6 МПа, манометрических), температуре -40°F (-40°С), по сравнению с 1800 psig (12,4 МПа, манометрических) при температуре -40°F (-40°С) отдаленного положения смесей CGL-продукта на основе пропанового растворителя. Область опять же начинается при условии 500 psig (3,4 МПа, манометрических) при температуре -120°F (-84,4°С), благоприятные характеристики возрастают и снижаются по мере смещения условий к условиям с давлением 1800 psig (12,4 МПа, манометрических) при температуре -40°F (-40°С). Что касается смесей CGL-продукта на основе пропанового растворителя, имеет место подобное снижение эффективности значений V/V для CGL-технологии хранения относительно хранения неразбавленного природного газа с использованием CNG- или PLNG-систем, которое возникает, когда условия хранения отклоняются в сторону областей выше и ниже эффективной области.
[0077] Фиг.6А и 6В, 7А и 7В, а также 8А и 8В показывают благоприятные свойства для смесей CGL-продукта на основе бутана, NGL и LPG в качестве растворителей. Отмечен небольшой сдвиг эффективности в сторону координат между давлением 1800 psig (12,4 МПа, манометрических) при температуре -30°F (-34,4°С) и давлением 500 psig (3,4 МПа, манометрических) при температуре -120°F (-84,4°С) относительно ситуаций со смесями CGL-продукта на основе этанового и пропанового растворителей. Опять же, как для смесей CGL-продукта на основе этанового и пропанового растворителей, имеет место подобное снижение эффективности значений V/V для CGL-технологии хранения относительно хранения неразбавленного природного газа с использованием CNG- или PLNG-систем в условиях хранения выше и ниже этой области.
[0078] В целом же из фиг.4А-8В ясно, что CGL-технология хранения превосходит PLNG- и CNG-технологии хранения в области, протяженной между координатами с давлением 500 psig (3,4 МПа, манометрических) при температуре -120°F (-84,4°С) и давлением от 1600 psig до 1800 psig (от 11,0 до 12,4 МПа, манометрических) при температуре -30°F (-34,4°С). Предпочтительная область хранения представляет собой приблизительно линейную совокупность условий давления и температуры, формирующую благоприятную область между этими двумя условиями хранения. Более высокие значения V/V могут быть достигнуты с PLNG за счет более высокого потребления энергии. И тем не менее, значения объемного отношения (V/V) могут быть рационально получены между 285- и 391-кратными величинами относительно неразбавленного природного газа в стандартных условиях. Более высокое значение V/V на уровне 391 проявляется для смеси CGL-продукта на основе пропанового растворителя при давлении 500 psig (3,4 МПа, манометрических), температуре -120°F (-84,4°С), и превышает эквивалентное значение V/V 112 для CNG-технологии хранения неразбавленного природного газа примерно в 4 раза. Более низкое значение V/V на уровне 267 проявляется для смеси CGL-продукта на основе этанового растворителя при давлении 1400 psig (9,6 МПа, манометрических), температуре -40°F (-40°С), и превышает эквивалентное значение V/V 230 для CNG-технологии хранения неразбавленного природного газа примерно в 1,16 раза.
[0079] Со ссылкой на фиг.4В изображены объемные отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта при разнообразных условиях давления и температуры для разнообразных концентраций этана (С2). Например, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта на основе этанового растворителя в температурных условиях от менее -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С) с давлением, варьирующим от около 300 psig до около 1400 psig (от около 2,07 МПа до около 9,6 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 248 до 357 при концентрациях этана (С2) в диапазоне от 9 до 43 мольных процентов. В более узком диапазоне давлений предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) в условиях температуры, варьирующей от около -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С), находится в диапазоне от 274 до 387 при концентрациях этана (С2) в диапазоне от 9 до 43 мольных процентов. В более узком диапазоне давления и температуры, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) находится в диапазоне от 260 до 388 при концентрациях этана (С2) в диапазоне от 9 до 43 мольных процентов. В более предпочтительном диапазоне давления и температуры преимущественное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от 500 psig до менее 900 psig (от 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) находится в диапазоне от 315 до 388 при концентрациях этана (С2) в диапазоне от 9 до 16 мольных процентов. Как легко можно видеть из фиг.4А и 4В, объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта превышает объемное отношение для CNG и LNG для таких же температуры и давления в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[0080] Со ссылкой на фиг.5В изображены объемные отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта при разнообразных условиях давления и температуры для разнообразных концентраций пропана (С3). Например, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта на основе пропанового растворителя в температурных условиях от менее -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С) в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 282 до 392 при концентрациях пропана (С3) в диапазоне от 10 до 21 мольного процента. В более узком диапазоне давлений предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) в условиях температуры, варьирующей от около -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С), находится в диапазоне от 332 до 392 при концентрациях пропана (С3) в диапазоне от 10 до 21 мольного процента. В более узком диапазоне давления и температуры, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 332 до 392 при концентрациях пропана (С3) в диапазоне от 10 до 21 мольного процента. В более предпочтительном диапазоне давления и температуры благоприятное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от 500 psig до менее 900 psig (от 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) находится в диапазоне от 332 до 392 при концентрациях пропана (С3) в диапазоне от 10 до 21 мольного процента. Как легко можно видеть из фиг.5А и 5В, объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта превышает объемное отношение для CNG и PLNG для таких же температуры и давления в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[0081] Со ссылкой на фиг.6В изображены объемные отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта при разнообразных условиях давления и температуры для разнообразных концентраций бутана (С4). Например, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта на основе бутанового растворителя в температурных условиях от менее -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С) в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 302 до 360 при концентрациях бутана (С4) в диапазоне от 9 до 28 мольных процентов. В более узком диапазоне давлений предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) в условиях температуры, варьирующей от около -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С), находится в диапазоне от 283 до 359 при концентрациях бутана (С4) в диапазоне от 14 до 25 мольных процентов. В более узком диапазоне давления и температуры, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 283 до 359 при концентрациях бутана (С4) в диапазоне от 14 до 25 мольных процентов. В более предпочтительном диапазоне давления и температуры благоприятное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от 500 psig до менее 900 psig (от 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 283 до 359 при концентрациях бутана (С4) в диапазоне от 14 до 25 мольных процентов. Как легко можно видеть из фиг.6А и 6В, объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта превышает объемное отношение для CNG и PLNG для таких же температуры и давления в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[0082] Со ссылкой на фиг.7В изображены объемные отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта при разнообразных условиях давления и температуры для разнообразных концентраций растворителя на основе природного газоконденсата (NGL) с преобладанием пропана при соотношении 75% С3 к 25% С4. Например, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта на основе NGL с преобладанием пропана в качестве растворителя в температурных условиях от менее -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С) в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 281 до 388 при концентрациях NGL с преобладанием пропана в качестве растворителя в диапазоне от 9 до 41 мольного процента. В более узком диапазоне давлений предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) в условиях температуры, варьирующей от около -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С), находится в диапазоне от 320 до 388 при концентрациях NGL с преобладанием пропана в качестве растворителя в диапазоне от 9 до 41 мольного процента. В более узком диапазоне давления и температуры, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 320 до 388 при концентрациях NGL с преобладанием пропана в качестве растворителя в диапазоне от 9 до 41 мольного процента. В более предпочтительном диапазоне давления и температуры благоприятное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от 500 psig до менее 900 psig (от 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) находится в диапазоне от 320 до 388 при концентрациях NGL с преобладанием пропана в качестве растворителя в диапазоне от 9 до 41 мольного процента. Как легко можно видеть из фиг.7А и 7В, объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта превышает объемное отношение для CNG и PLNG для таких же температуры и давления в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[0083] Со ссылкой на фиг.8В изображены объемные отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта при разнообразных условиях давления и температуры для разнообразных концентраций растворителя на основе природного газоконденсата (NGL) с преобладанием бутана при соотношении 75% С4 к 25% С3. Например, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта на основе NGL с преобладанием бутана в качестве растворителя в температурных условиях от менее -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С) в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 286 до 373 при концентрациях NGL с преобладанием бутана в качестве растворителя в диапазоне от 9 до 26 мольных процентов. В более узком диапазоне давлений предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) в условиях температуры, варьирующей от около -30°F (-34,4°С) до около -120°F (-84,4°С), находится в диапазоне от 294 до 373 при концентрациях NGL с преобладанием бутана в качестве растворителя в диапазоне от 11 до 26 мольных процентов. В более узком диапазоне давления и температуры, предпочтительное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), находится в диапазоне от 294 до 373 при концентрациях NGL с преобладанием бутана в качестве растворителя в диапазоне от 14 до 26 мольных процентов. В более предпочтительном диапазоне давления и температуры благоприятное объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта в условиях температуры и давления от менее -80°F (-62,2°С) до около -120°F (-84,4°С), и от 500 psig до менее 900 psig (от 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических) находится в диапазоне от 294 до 373 при концентрациях NGL с преобладанием бутана в качестве растворителя в диапазоне от 14 до 26 мольных процентов. Как легко можно видеть из фиг.8А и 8В, объемное отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта превышает объемное отношение для CNG и PLNG для таких же температуры и давления в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[0084] Другие описываемые здесь варианты исполнения направлены на общую систему доставки, сооруженную вблизи получения и хранения CGL, и, более конкретно, на системы и способы, в которых используют модульное оборудование для хранения и переработки, масштабированное и конфигурированное для используемых в морских перевозках танкеров, платформ и транспортных судов, представляющих общее решение для удовлетворения конкретных потребностей в цепочке поставок, обеспечивающих возможность реализации быстрого экономичного развития отдаленных запасов без привлечения систем сжиженного природного газа (LNG) или сжатого природного газа (CNG), в частности, запасов в местах на суше и в море с масштабами, которые в газовой промышленности считаются «трудноизвлекаемыми» или «отдаленными». Описываемые здесь системы и способы представляют полноценную цепочку для владельца запасов в единой бизнес-модели, которая охватывает обработку, кондиционирование, транспортировку и доставку на рынок сбыта сырьевого промыслового газа как сетевого природного газа или газовых продуктов фракционирования - в отличие от технологий LNG и CNG.
[0085] Кроме того, для базовой CGL-системы не требуются специальные процессы и оборудование, необходимые для CNG- и LNG-систем. Технологические спецификации и конструктивная компоновка системы хранения также создают благоприятную возможность хранения неразбавленного этана и NGL-продуктов в секционированных зонах или трюмах танкера в ситуациях, обеспечивающих смешанную транспортировку.
[0086] В соответствии с предпочтительным вариантом исполнения, как изображено на фиг.9, представлен способ подготовки природного газа, смешения CGL-продукта, погрузки, хранения и выгрузки с использованием технологических модулей, смонтированных на баржах 14 и 20, действующих на местах газового промысла 12 и рынка 22 сбыта газа. Для транспортировки 17 CGL-продукта между промыслом 12 и рынком 22 сбыта транспортное судно или CGL-танкер 16 предпочтительно представляет собой специально построенное для этой цели судно, переоборудованное судно или сочлененную или стандартную баржу, выбранные согласно рыночной логистике в отношении спроса и расстояний, а также эксплуатационным обстоятельствам в соответствии с условиями окружающей среды.
[0087] Для содержания CGL-груза система хранения предпочтительно включает сеть труб из углеродистой стали, соответствующей спецификациям на трубопроводы, смонтированную на месте внутри холодильного отсека, расположенного на танкере. Труба по существу формирует непрерывную серию параллельных извилистых петель, разделенных на секции вентилями и коллекторами.
[0088] Конструкция танкера обычно предусматривает разделение на один или более изолированных и закрытых грузовых трюмов, содержащих модульные реечные рамы, каждая из которых несет пучки плотно уложенных труб-хранилищ, которые соединены впритык с образованием единого непрерывного трубопровода. Оболочка системы хранения, размещенной в грузовом трюме, обеспечивает возможность циркуляции потока охлажденного азота или азотной атмосферы для поддержания груза при желательной для него температуре хранения на протяжении рейса. Этот азот также создает инертную буферную зону, которую можно отслеживать на предмет утечек CGL-продукта из системы хранения. В случае утечки коллекторные соединения расположены таким образом, что каждая ветвь или пучок труб могут быть секционированы, изолированы и провентилированы в аварийный факел, и затем продуты азотом, без продувки всего трюма.
[0089] В месте доставки или местоположении рынка сбыта CGL-продукт полностью выгружают из системы хранения с использованием вытесняющей текучей среды, которая, в отличие от LNG-системы и многих CNG-систем, не оставляет после себя какое-либо количество «неудалимых остатков» или «начальной загрузки» газа. Затем снижают давление выгружаемого CGL-продукта за пределами системы хранения в низкотемпературном технологическом оборудовании, где начинается фракционирование природного газа на компоненты. Процесс отделения жидкого легкого углеводорода выполняют с использованием стандартной технологической цепочки фракционирования, предпочтительно с помощью отдельной ректификационной колонны и секций отпаривания, принимая во внимание характеристики остойчивости морского судна.
[0090] Для извлечения растворителя из CGL также могут быть использованы компактные модульные мембранные сепараторы. Этот процесс разделения высвобождает природный газ и позволяет кондиционировать его до соответствия рыночным требованиям, в то же время с регенерацией текучей среды в качестве растворителя.
[0091] Точное регулирование малых количеств легких углеводородных компонентов, таких как этан, пропан и бутан, в соответствии с условиями показателя BTU/Воббе, дает смесь природного газа согласно рыночным требованиям для непосредственной выгрузки в приемный буй, соединенный с береговыми установками для хранения и транспортировки.
[0092] Углеводородный растворитель возвращают на танкер для хранения, и любые избыточные компоненты С2, С3, С4 и С5+, согласно рыночному регулированию природного газа, могут быть выгружены отдельно как продукты фракционирования или поставка сырьевого материала с добавленной стоимостью, записываемая на кредит счета грузоотправителя.
[0093] Что касается транспортировки этана и NGL, или транспортировки с частичной загрузкой, секционирование трубопроводной системы хранения также позволяет использовать часть объема грузового трюма для специализированной транспортировки NGL, или изолировать для частичной загрузки системы хранения или размещения балласта. Критические температуры и свойства этана, пропана и бутана позволяют проводить погрузку, хранение и выгрузку этих продуктов в жидкостной фазе с использованием размещенных компонентов CGL-содержимого. Танкеры, баржи и приемные буи могут быть без труда изготовлены по техническим условиям заказчиков с взаимосвязанным совместным или отдельным модульным технологическим оборудованием для соответствия этой цели. Наличие модулей для отделения пропана и отделения бутана на борту танкеров, или же разгрузочные устройства позволяют выполнять поставку с технологическими вариациями, если рыночные спецификации требуют усовершенствованного продукта.
[0094] Как изображено на фиг.9, CGL-система 10 предпочтительно транспортирует природный газ из источника на промысле 12 по подводному трубопроводу 11 до подводного коллектора 13, и затем загружает на баржу 14, оборудованную для получения и хранения CGL-продукта. Затем CGL-продукт загружают 15 на CGL-танкер 16 для морской транспортировки 17 к местоположению рынка сбыта, где его разгружают 18 на вторую баржу 20, оборудованную для разделения CGL-продукта. После разделения CGL-растворитель возвращают 19 на CGL-танкер 16, и природный газ выгружают на разгрузочный буй 21, и затем направляют по подводному трубопроводу 22 на берег, где его сжимают 24 и нагнетают в трубопроводную систему 26 для транспортировки газа, и/или на хранение 25 на берегу, если требуется.
[0095] Баржи 14, оборудованные для получения и хранения, и баржи 20, оборудованные для разделения, могут быть без труда перебазированы к различным источникам природного газа и местоположениям рынка сбыта газа, как определено контрактом, условиями рынка сбыта и промысла. Конструкция барж 14 и 20, имеющих модульную сборную компоновку, может быть соответственно укомплектована, как требуется для удовлетворения условий маршрута, промысла, рынка сбыта или контракта.
[0096] В одном альтернативном варианте исполнения, как изображено на фиг.10, CGL-система 30 включает интегральные CGL-танкеры (CGLC) 34, оборудованные для кондиционирования сырьевого газа, обработки и получения CGL-продукта на борту, хранения, транспортировки и разделения, как описано в патенте США № 7517391, озаглавленном «Способ бестарной транспортировки и хранения газа в жидкостной среде», который включен здесь ссылкой.
[0097] Как иллюстрировано в нижеприведенной таблице 1, соотношения плотности размещения груза природного газа и массы содержащего его контейнера, достигаемые в CGL-системе, превосходят те, которые могут быть достигнуты в CNG-системе. Таблица 1 представляет сравнимые значения эффективности хранения природного газа, применимые для описываемых здесь вариантов исполнения, и для CNG-системы, типизированные автором Bishop в патенте США № 6655155, для подходящих газовых смесей. Данные во всех случаях приведены для подобного материала контейнера из низкотемпературной углеродистой стали, пригодной для работы при показанных температурах.
[0098] Значение удельного веса (SC) для смесей, показанных в таблице 1, не является ограничительным значением для смесей CGL-продукта. Оно приведено здесь как реалистичный сравнительный уровень для соотнесения эффективности плотностей хранения природного газа для систем на основе CGL с эффективностью лучших плотностей хранения природного газа крупного промышленного масштаба, достигнутых запатентованной CNG-технологией, описанной автором Bishop.
[0099] Значения для CNG 1, наряду с величинами для CGL 1 и CGL 2, также показаны как «нетто»-значения для компонента природного газа с удельным весом (SG) 0,6, содержащегося в смесях с SG 0,7, для сравнения эксплуатационных характеристик с характеристиками в случае неразбавленного CNG, иллюстрированного как CNG 2. Смеси с SG 0,7, показанные в таблице 1, содержат эквивалентный пропановый компонент в количестве 14,5 мольных процентов. Вероятность найти эту смесь с SG 0,7 в природе является нечастой для транспортной системы CNG 1, и поэтому потребовалось бы, чтобы смесь природного газа была разбавлена более тяжелым легким углеводородом для получения плотнофазной смеси, используемой для CNG, как было предложено автором Bishop. С другой стороны и без ограничения, в CGL-процессе преднамеренно создают продукт, применяемый в этой иллюстрации в диапазоне 0,7 SG для транспортировки содержимого системы хранения.
[00100] Значения отношения «масса груза к массе контейнера», показанные для системы CGL 1, CGL 2 и CNG 2, представляют собой все значения для природного газа рыночной спецификации, транспортируемого каждой системой. Для целей сравнения массового отношения контейнера во всех технологиях доставки компонента природного газа рыночной спецификации выведен «нетто»-компонент сохраняемой смеси CNG 1. Ясно, что CNG-системы, ограниченные газообразной фазой и связанными с этим нормативами на конструктивные параметры резервуаров под давлением, не способны достигнуть уровней технической характеристики отношения «масса груза к массе контейнера» (природный газ к стали), которые в описываемых здесь вариантах исполнения достигаются с использованием CGL-продукта (жидкостная фаза) для доставки природного газа рыночной спецификации.
[00101] Таблица 2 ниже иллюстрирует условия хранения CGL-продукта, где вариация содержания растворителя для соответствия выбранным давлениям и температурам хранения дает повышение плотностей хранения. Путем применения более умеренных давлений при более низких температурах, чем обсуждалось ранее, и использованием подходящих нормативов на конструктивные параметры, могут быть получены сниженные значения толщины стенок сравнительно с теми, которые показаны в таблице 1. Тем самым могут быть достигнуты значения массового отношения «газ к стали» для CGL-продукта, более чем в 3,5 раза превышающие цитированные ранее значения для CNG.
[00102]
Массовое отношение при выбранных условиях хранения CGL (фунт газа/фунт стали)
[00103] Плотность размещения груза природного газа и массовые отношения контейнера, достижимые с CGL-системе, улучшаются при хранении CGL-продукта в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), с условиями давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), и, более предпочтительно, при улучшенных условиях давления, варьирующих от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических).
[00104] С привлечением фиг.11А-15В изображены массовые отношения (М/М) контейнера и компонента природного газа в смеси CGL-продукта при разнообразных условиях хранения, причем оптимальные концентрации изображены рядом со значениями, достижимыми с неразбавленным природным газом в форме CNG/PLNG. Согласно техническим условиям, применяемым для разработки обеих систем, конструктивные параметры также принимают во внимание фазовое состояние сохраняемой среды. Это имеет результатом менее ровные графики на картинах линейных диаграмм, когда проводят сравнение наряду с соответствующими линейными диаграммами объемных отношений (V/V) на фиг.4А-8В.
[00105] Линейные графики значений М/М дополнительно смещены вследствие того, что нормативные требования для технических характеристик материалов изменяются по мере снижения температур. Материал контейнера предпочтительно представляет собой высокопрочную низкотемпературную углеродистую сталь, пригодную для температурных условий до -55°F (-48,3°С). При более низких температурах технические характеристики материала изменяются до менее прочной нержавеющей стали или никелевых сталей. Следуя конструктивным требованиям для более высоких величин толщины стенки в случае менее прочных материалов, используемых для систем хранения под давлением, имеет место сопутствующее сокращение значения М/М, как предполагалось для исследованных здесь ситуаций как с CGL, так и CNG/PLNG. На этих фигурах иллюстрировано, как эти значения восстанавливаются, когда температуры еще больше снижаются. Различное поведение будет ожидаемым для неизменно применяемого композитного контейнера по всему диапазону температур.
[00106] Например, на фиг.11В изображены массовые отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в разнообразных условиях давления и температуры при оптимальных концентрациях растворителя на основе этана, причем эти концентрации являются такими же, как концентрация на фиг.4В. Например, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера, в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,27 до 0,97 фунт/фунт. Для тех же условий хранения, как показанных на фиг.11А, CNG/PLNG-технология хранения здесь дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от -30°F до около -120°F (от -34,4°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,25 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,28 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Более предпочтительно, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,41 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,13 до 0,72 фунт/фунт. Как легко можно видеть из фиг.11А и 11В, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера превышает массовое отношение содержимого и контейнера для CNG и LNG при таких же температуре и давлении в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[00107] Со ссылкой на фиг.12В, изображены массовые отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в разнообразных условиях давления и температуры при оптимальных концентрациях растворителя на основе пропана, причем эти концентрации являются такими же, как концентрация на фиг.5В. Например, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,27 до 1,02 фунт/фунт. Для тех же условий хранения, как показанных на фиг.12А, CNG/PLNG-технология хранения здесь дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от -30°F до около -120°F (от -34,4°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,27 до 1,02 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,27 до 1,02 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Более предпочтительно, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,44 до 1,02 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,13 до 0,72 фунт/фунт. Как легко можно видеть из фиг.12А и 12В, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера превышает массовое отношение содержимого и контейнера для CNG и LNG при таких же температуре и давлении в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[00108] Со ссылкой на фиг.13В, изображены массовые отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в разнообразных условиях давления и температуры при оптимальных концентрациях растворителя на основе бутана, причем эти концентрации являются такими же, как концентрация на фиг.6В. Например, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,24 до 0,97 фунт/фунт. Для тех же условий хранения, как показанных на фиг.13А, CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от -30°F до около -120°F (от -34,4°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,18 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,25 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,25 фунт/фунт. Более предпочтительно, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,35 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает здесь диапазон от 0,13 до 0,72 фунт/фунт. Как легко можно видеть из фиг.13, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера превышает массовое отношение содержимого и контейнера для CNG и LNG при таких же температуре и давлении в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[00109] Со ссылкой на фиг.14В, изображены массовые отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в разнообразных условиях давления и температуры при оптимальных концентрациях растворителя на основе NGL/LPG с преобладанием пропана при соотношении 75% С3 к 25% С4, причем эти концентрации являются такими же, как концентрация на фиг.7В. Например, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,27 до 0,96 фунт/фунт. Для тех же условий хранения, как показанных на фиг.14А, CNG/PLNG-технология хранения дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от -30°F до около -120°F (от -34,4°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,27 до 0,96 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает здесь диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,25 до 0,96 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает здесь диапазон от 0,09 до 0,25 фунт/фунт. Более предпочтительно, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,42 до 0,96 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает здесь диапазон от 0,13 до 0,72 фунт/фунт. Как легко можно видеть из фиг.14А и В, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера превышает массовое отношение содержимого и контейнера для CNG и LNG при таких же температуре и давлении в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[00110] Со ссылкой на фиг.15В, изображены массовые отношения компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в разнообразных условиях давления и температуры при оптимальных концентрациях растворителя на основе NGL/LPG с преобладанием бутана при соотношении 75% С4 к 25% С3, причем эти концентрации являются такими же, как концентрация на фиг.8В. Например, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до около 1800 psig (от около 2,07 МПа до около 12,4 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,25 до 0,97 фунт/фунт. Для тех же условий хранения, как показанных на фиг.15А, CNG/PLNG-технология хранения здесь дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления, варьирующего от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от -30°F до около -120°F (от -34,4°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,18 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения здесь дает диапазон от 0,09 до 0,72 фунт/фунт. Массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 300 psig до менее 900 psig (от около 2,07 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,25 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения здесь дает диапазон от 0,09 до 0,25 фунт/фунт. Более предпочтительно, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера в условиях давления от около 500 psig до менее 900 psig (от около 3,4 МПа до менее 6,2 МПа, манометрических), и в условиях температуры от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°С до около -84,4°С), находится в диапазоне от 0,37 до 0,97 фунт/фунт. Для таких же условий хранения CNG/PLNG-технология хранения дает здесь диапазон от 0,13 до 0,72 фунт/фунт. Как легко можно видеть из фиг.15А и 15В, массовое отношение компонента природного газа в смеси CGL-продукта и контейнера превышает массовое отношение содержимого и контейнера для CNG и LNG при таких же температуре и давлении в пределах обсуждаемых выше диапазонов.
[00111] Обратимся к фиг.16А, которая показывает трубный штабель 150 в соответствии с одним вариантом исполнения. Как изображено, трубный штабель 150 предпочтительно включает верхний пакет 154, срединный пакет 155 и нижний пакет 156 из пучков труб, каждый из которых охвачен пакетной обоймой 152, и которые взаимосвязаны межпакетными соединениями 153. В дополнение, фиг.16А показывает коллектор 157 и межколлекторные соединения 151, которые позволяют секционировать пучки труб на серии с короткими длинами 158 и 159, чтобы выполнять подачу ограниченного объема вытесняющей текучей среды в отсек и его выведение при проведении погрузки или разгрузки.
[00112] Фиг.16В представляет еще один вариант исполнения трубного штабеля 160. Как изображено, трубный штабель 160 предпочтительно включает верхний пакет 164, срединный пакет 165 и нижний пакет 166 из пучков труб, каждый из которых охвачен пакетной обоймой 162, и которые взаимосвязаны межпакетными соединениями 163, а также коллектор 167 и межколлекторные соединения 161, которые позволяют секционировать пучки труб на серии с короткими длинами 168 и 169, чтобы выполнять подачу ограниченного объема вытесняющей текучей среды в отсек и его выведение при проведении погрузки или выгрузки.
[00113] Как показано на фиг.16С, несколько трубных штабелей 160 могут быть соединены друг с другом «сторона-к-стороне». Труба (выполненная из низкотемпературных сталей или композитных материалов) по существу формирует непрерывную последовательность параллельных извилистых петель, секционированных вентилями и коллекторами. Конструкция танкера обычно предусматривает разделение на один или более изолированных и закрытых грузовых трюмов, содержащих модульные реечные рамы, каждая из которых несет пучки плотно уложенных труб-хранилищ, которые соединены впритык с образованием единого непрерывного трубопровода.
[00114] Фиг.16D-16F показывают детализированный вид и вид в сборе несущего элемента 180 трубного штабеля, включающего каркас 181, удерживающий один или более трубных опорных элементов 183. Трубный опорный элемент 183 предпочтительно формируют из специально разработанного материала, который в состоянии обеспечивать термическое смещение каждого слоя труб без приложения вертикальных нагрузок собственной массы трубы 182 в штабеле (размещенной в полостях 184) на нижележащую трубу.
[00115] Как показано на фиг.17А-17D, для удержания трубного пучка предусмотрен охватывающий каркас. Каркас включает поперечины 171, соединенные с рамой 181 трубных опор (180 на фиг.16D), и соединительные пары рам 181 трубных опор. Каркасная конструкция 181 и 171 и специально разработанные опоры (183 на фиг.16F) передают вертикальные нагрузки труб и груза на дно трюма. Каркасную конструкцию сооружают в двух вариантах 170 и 172, которые взаимосвязаны, когда штабеля из пучков труб размещают сторона к стороне, как показано на фиг.16С, 17А, 17В и 17С. Это обеспечивает возможность надежного размещения и извлечения отдельных пучков для целей проверки и ремонта.
[00116] Фиг.17Е показывает в горизонтальной проекции, как пучки 170 и 172, в свою очередь, могут быть составлены в штабель, перенося массу трубы и CGL-груза на раму 181 и 171 трубных опор и на дно трюма 174, и взаимосвязаны поперек и вдоль стенок трюма 174 с помощью эластичных каркасных соединений 173, чтобы обеспечивать надежное размещение внутри танкера, что является важным обстоятельством, когда танкер находится в рейсе и подвергается качке в море. Состояние полной загрузки отдельных трубных ветвей дополнительно устраняет расплескивание CGL-груза, которое составляет проблему в других вариантах морских перевозок, таких как транспортировка LNG и NGL. Тем самым поперечные и вертикальные нагрузки могут быть переданы через этот каркас на конструкцию танкера.
[00117] Фиг.18А показывает возможность изоляции системы 200 хранения, которая затем может быть использована для перевозки NGL, загружаемого и выгружаемого через изолированную секцию трубопровода для вытесняющей текучей среды. Как показано, система 200 хранения может быть подразделена на секцию 202 хранения NGL и секцию 204 хранения CGL. Показан загрузочный и разгрузочный магистральный трубопровод 210, включающий один или более изолирующих вентилей 208 для изоляции одного или более штабелей 206А пучков труб от других штабелей 206 пучков труб. CGL- и NGL-продукты протекают через загрузочный и разгрузочный магистральный трубопровод 210, когда их загружают в пучки 206А труб или выгружают из них. Магистральный трубопровод 203 для вытесняющей текучей среды показан соединенным с баком 209 для хранения вытесняющей текучей среды и имеющим один или более секционирующих вентилей 201. Впускной/выпускной трубопровод 211 соединяет каждый из пучков 206 труб через изолирующие вентили 205 с магистральным трубопроводом 203 для вытесняющей текучей среды. NGL-продукты загружают и выгружают в режиме изолирования и шунтирования клапана 213 для регулирования давления во впускном/выпускном трубопроводе 211 системы вытесняющей текучей среды, и клапана 214 для регулирования давления во впускном/выпускном трубопроводе для CGL, чтобы поддерживать CGL- и NGL-продукты в жидком состоянии. Загрузочный и разгрузочный магистральный трубопровод 210 обычно непосредственно соединен с разгрузочным шлангом. Однако в случае более жестких спецификаций на выводимый на сушу продукт, NGL может быть отдельно пропущен через установки для удаления пропана и бутана в технологической цепочке выгрузки CGL.
[00118] Со ссылкой на фиг.18В, иллюстрирована технологическая гибкость CGL-системы, которая включает ее способность доставлять продукты фракционирования согласно разнообразным рыночным требованиям, регулировать теплотворную способность поставляемого газа, и обеспечивать вариацию компонентов поступающего газа добавлением модульных технологических блоков (например, комплекс установки аминной очистки и очистки газа от кислотных компонентов). Как изображено, в примерном процессе 220 сырьевой газ поступает во впускной газоочиститель 222 модуля для кондиционирования газа, для удаления воды и других нежелательных компонентов перед проведением обезвоживания в модуле 226 осушения газа, и, если необходимо, газ подвергают обессериванию с использованием необязательного модуля 224 аминной очистки, встроенном для удаления H2S, СО2 и других кислотных газов перед обезвоживанием. Затем газ пропускают через стандартный модуль 230 для извлечения NGL, где его разделяют на неразбавленный природный газ и NGL. Поток NGL пропускают через стабилизационный модуль перед направлением в NGL-секцию трубопроводной системы хранения челночного танкера 250, как изображено на фиг.18В. Получают фракционированные потоки С1, С2, С3, С4 и С5+. Это тот момент, в которой при необходимости корректируют поставку по условиям удельной теплотворной способности легкой фракции потока природного газа (главным образом С1 с некоторым количеством С2), с использованием модуля 239 для регулирования показателя BTU/Воббе. Остальные продукты фракционирования - NGL (от С3 до С5+) затем направляют на хранение в предназначенные для этого секции трубопроводной системы хранения челночного танкера, как описано в отношении фиг.18А. Природный газ (С1 и С2) сжимают в компрессорном модуле 240, смешивают с растворителем S в модуле 242 для дозирования и примешивания растворителя, и охлаждают в холодильном модуле 244 для получения CGL-продукта, который также хранят в трубопроводной системе хранения танкера 250. Танкер 250 также загружают стабилизированными NGL-продуктами в его трубопроводную систему хранения, которые могут быть выгружены сообразно рыночным требованиям. По достижении местоположения рынка сбыта, CGL-продукт выгружают из танкера 250 на разгрузочное судно 252, и, после выгрузки продуктового природного газа в трубопроводную систему 260 для природного газа, растворитель возвращают на CGL-танкер 250 с разгрузочного судна 252, которое оборудовано установкой для регенерации растворителя. Затем транспортируемый NGL может быть поставлен непосредственно в трубопроводную систему 262 для хранения в условиях рынка сбыта.
[00119] Фиг.19А-19С показывают предпочтительную компоновку переоборудованного однотрюмного нефтяного танкера 300, в котором его собственные нефтяные резервуары удалены и заменены новыми трюмными стенками 301, с образованием отсека по существу с тройными стенками для груза, содержащегося внутри пучков 340 труб, теперь заполняющих трюмы. Показанный вариант исполнения представляет собой интегральный танкер 300, имеющий смонтированную на борту полную модульную технологическую цепочку. Это позволяет загружать танкер с оффшорного погрузочного буя (смотрите фиг.10), готовить природный газ для хранения, изготавливать CGL-груз и затем транспортировать CGL-груз на рынок сбыта, и во время выгрузки отделять углеводородный растворитель от CGL для повторного использования в следующем рейсе, и передавать груз природного газа на разгрузочный буй/рыночное предприятие. Конфигурация системы может варьировать в зависимости от масштабов промысла, текущего дебита природного газа, емкости танкера, численности флота, количества и частоты приходов танкера, а также расстояния до рынка сбыта. Например, два погрузочных буя с совмещенной швартовкой танкеров могут сократить необходимость в хранении на промысле между погрузками, которое требуется для обеспечения непрерывной добычи на промысле.
[00120] Как было отмечено выше, танкер 300 преимущественно включает модульное технологическое оборудование, включающее, например, модульную систему 302 для погрузки газа и получения CGL, имеющую холодильный теплообменный модуль 304, холодильный компрессорный модуль 306, и модули 308 для очистки отходящих газов, и разгрузочную систему 310 с фракционированием CGL, имеющую модуль 312 для выработки электроэнергии, модуль 314 для теплоносителя, модуль 316 для получения азота, и модуль 318 для регенерации метанола. Другие модули на танкере включают, например, дозировочный модуль 320, газокомпрессорный модуль 322, газоочистительные модули 324, насосный модуль 330 для вытесняющей текучей среды, модуль 332 для циркуляции CGL, модули 334 с колоннами для извлечения природного газа, и модули 336 с колоннами для регенерации растворителя. Танкер также предпочтительно включает специальный дежурный модульный отсек 326 и соединения 328 для погрузки и выгрузки газа.
[00121] Фиг.20А-20В показывают общую компоновку погрузочной баржи 400, несущей технологическую цепочку для получения CGL-продукта. Законы экономики могут диктовать необходимость в распределении технологического оборудования среди выбранных судов флота. Одиночная технологическая баржа, приписанная к промысловой установке, может обслуживать целый ряд танкеров, конфигурированных как «челночные танкеры». Там, где для промысловых операций чрезвычайно важной является непрерывная погрузка/добыча, и ключевым пунктом в цикле поставки является расписание прибытия транспортного судна, вместо простой погрузочной баржи (FPO, франко-погрузочная платформа) используют газообрабатывающее судно с общей емкостью для хранения в случаях колебаний или переполнения, буферной емкостью или способностью сглаживать колебания темпа добычи. Соответственно этому, челночные транспортные суда обслуживались бы на рыночном конце маршрута с помощью разгрузочной баржи, конфигурированной согласно фиг.23А-23В. Тем самым, при внедрении этих систем на борту судов, заякоренных в точках погрузки и разгрузки рейса, из общей стоимости флота устраняется бремя капиталовложений в технологические цепочки погрузки и разгрузки на каждом судне в арендованном флоте.
[00122] Погрузочная баржа 400 предпочтительно включает модули 402 для хранения CGL-продукта и модульное технологическое оборудование, включающее, например, газоизмерительный модуль 408, модуль 410 с молекулярными ситами, газокомпрессорный модуль 412, газоочистительный модуль 414, модули 418 для снабжения электроэнергией, модуль 420 для обработки топлива, модуль 424 для охлаждения, холодильные модули 428 и 432, холодильные теплообменные модули 430, и модуль 434 для выведения отходящих газов. В дополнение, погрузочная баржа предпочтительно включает специальный дежурный модульный отсек 436, загрузочную грузовую стрелу 404 с трубопроводом 405 для принятия растворителя из танкера и трубопроводом 406 для перекачки CGL-продукта на танкер, газоприемный трубопровод 422, и взлетно-посадочную площадку для вертолетов и центр 426 управления.
[00123] Технологическая гибкость в отношении доставки в любое число портов соответственно изменениям спроса на рынке сбыта и ценообразования спотового рынка для поставщиков природного газа и NGL потребовала бы, чтобы отдельный танкер был конфигурирован как самообслуживающийся для выгрузки природного газа из CGL-груза, и для регенерации углеводородного растворителя для хранения на борту приготовленным для использования в следующем рейсе. Такой танкер теперь имеет возможность гибко доставлять взаимозаменяемые газовые смеси для удовлетворения индивидуальных рыночных спецификаций в выбранных портах.
[00124] Фиг.21А-21С показывают вновь построенное судно 500, конфигурированное для хранения и выгрузки CGL-продукта на разгрузочную баржу. Судно построено по условиям грузоперевозок контейнерных систем и их содержимого. Судно 500 предпочтительно включает рулевую рубку 504 в носовой части, контейнерную палубу главным образом над палубой 511 надводного борта, и донный балласт 505. Контейнерная система 506 может быть подразделена на более чем одну грузовую зону 508А-С, каждая из которых создает сокращенную зону 503 деформации по бортам судна 500. Взаимосвязанная конструкция каркаса трубных пучков, конструктивно выполненная в виде ящиков, зафиксированных в конструкции судна, обеспечивает такую интерпретацию нормативов на конструктивные параметры и позволяет максимально использовать полезный объем трюма в предназначенном для груза пространстве.
[00125] На кормовой части судна 500 предусмотрен участок палубы для модульного размещения необходимого технологического оборудования на более компактной площади, чем это было бы доступно на борту переоборудованного судна. Модульное технологическое оборудование включает, например, насосные модули 510 для вытесняющей текучей среды, холодильные конденсационные модули 512, холодильные очистительные и подогревающие модули 514, модуль 516 для обработки топлива, холодильные компрессорные модули 520, модули 522 для генерирования азота, модуль 534 для циркуляции CGL-продукта, водоподготовительный модуль 526, и модуль 528 для очистки воды обратным осмосом. Как показано, фитинги контейнерной системы для системы 506 хранения CGL-продукта предпочтительно находятся выше ватерлинии. Контейнерные модули 508А, 508В и 508С системы 506 хранения, которые могут включать один или более модулей, размещены в одном или более контейнерных трюмах 532 и заключены в заполненный азотом кожух или оболочку 507.
[00126] Со ссылкой на фиг.22, разрез судна 500, проведенный через контейнерный трюм 532, показывает зоны 503 деформации, которые предпочтительно сокращены примерно до около 18% общей ширины судна 500, зону 505 для балласта и хранения вытесняющей текучей среды, штабелированные пучки 536 труб для хранения, размещенные внутри трюма 532, и заполненный азотом кожух 507, заключающий в себе пучки 536 труб. Как изображено, все коллекторы 534 находятся выше пучков 534 труб, обеспечивая то, что все соединения расположены выше ватерлинии WL.
[00127] Фиг.23А-23В показывают общую компоновку разгрузочной баржи 600, несущей технологическую цепочку для разделения CGL-продукта. Разгрузочная баржа 600 предпочтительно включает модульное технологическое оборудование, включающее, например, модули 608 с колоннами для извлечения природного газа, газокомпрессорные модули, газоочистительный модуль 614, модули 618 для снабжения электроэнергией, газоизмерительные модули 620, модуль 624 для генерирования азота, дистилляционный опорный модуль 626, модули 628 с колоннами для регенерации растворителя, и холодильный модуль 630, модуль 632 для выведения отходящих газов. В дополнение, разгрузочная баржа 600, как изображено, включает взлетно-посадочную площадку для вертолетов и центр 640 управления, трубопровод 622 для перекачки природного газа в рыночные транспортные трубопроводы, разгрузочную грузовую стрелу 604, включающую трубопровод 605 для принятия CGL-продукта из танкера, и трубопровод 606 для возвращения растворителя обратно на танкер.
[00128] Фиг.24А-24С показывают общую компоновку сочлененного челнока 700 из буксира-толкача и баржи, конфигурированной для разгрузки. Баржа 700 построена по условиям грузоперевозок контейнерной системы и ее содержимого. Баржа 700 предпочтительно включает буксир 702, соединенный с баржей 701 через конструкцию носового упора 714 и трапа. Один или более контейнерных отсеков 706 предусмотрены главным образом над палубой надводного борта. В кормовой части баржи 701 предусмотрен участок 704 палубы для модульного размещения необходимого технологического оборудования на более компактной площади, чем это было бы доступно на борту переоборудованного судна. Баржа 700 дополнительно включает разгрузочную грузовую стрелу и разгрузочный трубопровод 710, который может быть соединен с разгрузочным буем 21 и шланговыми трубопроводами 708.
[00129] Представленные варианты исполнения преимущественно делают большую часть газа, добытого на промысле, доступной для рынка сбыта благодаря низким затратам технологической энергии, связанным с вариантами исполнения. При допущении, что вся технологическая энергия может быть измерена в единицах теплотворной способности природного газа, добытого на промысле, мера для отображения процентного изменения требований для каждой из технологических систем LNG, CNG и CGL может быть сведена в таблицу, как показано ниже в таблице 3.
[00130] Если каждая из вышеупомянутых систем начинает со значения Высшей Теплотворной Способности (HHV) на уровне 1085 BTU/фут3 (40,4 МДж/м3), LNG-процесс снижает значение HHV до 1015 BTU/фут3 (30,7 МДж/м3) для транспортировки вследствие извлечения NGL. В случае LNG включено компенсирование пикового отклонения и кредитования энергосодержания извлеченного NGL до уровня равных возможностей для конкурентов. Во всех случаях используется удельный расход тепла в 9750 BTU (10,3 МДж) на кВт·час технологической энергии.
[00131]
Обобщение энергетического баланса для типичных систем LNG, CNG и CGL
С кредитованием для NGL LNG-процесс будет суммарно давать до 85% общего значения для поставки на рынок сбыта BTU - количество, все еще меньшее, чем может быть поставлено для описываемых здесь вариантов исполнения. Результаты являются типичными для отдельных технологий. Приведенные в таблице 3 данные были заимствованы из следующих источников: LNG - отчет третьей стороны от Zeus Energy Consulting Group 2007; CNG - патент № 6655155 автора Bishop; и CGL - внутренние исследования в компании SeaOne Maritime Corp.
[00132] В целом раскрытые варианты исполнения обеспечивают более практичное и быстрое использование оборудования для доступа к отдаленным, а также разработанным запасам природного газа, нежели это достигалось до сих пор системами как LNG, так и CNG, во всех их разнообразных конфигурациях. Необходимые материалы не имеют экзотической природы, и могут быть без труда поставлены из стандартных нефтепромысловых источников и изготовлены на большом числе промышленных предприятий по всему миру.
[00133] С привлечением фиг.25, показано типичное оборудование, используемое в технологической цепочке 800 загрузки, принимающей сырьевой газ из источника 810 газа для получения сохраняемого жидкого раствора CGL. Как изображено, точки 801, 809 и 817 соединения модулей позволяют соорудить технологические цепочки загрузки на погрузочной барже 400, изображенной на фиг.20А и 20В, и в интегральном танкере 300, изображенном на фиг.19А-19С, для обслуживания широкого круга источников газа по всему миру, многие из которых считаются «нетипичными». Как изображено, «типичный» сырьевой газ, получаемый из источника 810, подают в разделительный(-ые) резервуар(-ы) 812, где с применением осаждения, дросселирования или центробежной силы от газового потока отделяют более тяжелые конденсаты, твердые дисперсные частицы и пластовую воду. Сам поток пропускают через открытый перепускной клапан 803 в точке 801 соединения модулей в обезвоживающий резервуар 814, где с помощью абсорбции гликолевой текучей средой или поглощением в насадке из высушивающего материала удаляют остаточные водяные пары. Затем поток газа протекает через открытые перепускные клапаны 811 и 819 в точках 809 и 817 соединения модулей в модуль 816 для извлечения NGL. Типично он представляет собой турбодетандер, где падение давления вызывает охлаждение, приводящее к выпадению NGL из газового потока. В альтернативном варианте, здесь могли бы быть применены старые технологии с использованием масляной абсорбционной системы. Затем природный газ кондиционируют для получения жидкого раствора CGL для хранения: раствор CGL получают в смесительной технологической цепочке 818 в стадиях, в которых охлаждают газовый поток и вводят его в углеводородный растворитель в статическом смесителе, как обсуждалось выше в отношении фиг.2А. В последующих стадиях, в которых охлаждают и сжимают полученный CGL, получают продукт для хранения.
[00134] Однако газ с высоким содержанием конденсатов мог бы быть обработан при сообщении дополнительной мощности разделения разделительному оборудованию 812. Для смесей природного газа с нежелательными уровнями содержания кислотных газов, таких как СО2 и H2S, хлоридов, ртути и азота, перепускные клапаны 803, 811 и 819 в точках 801, 809 и 817 соединения модулей могут быть закрыты, когда необходимо, и поток газа направляют через отдельно присоединенные технологические модули 820, 822 и 824, соединенные с соответственными трубопроводными ответвлениями, и изолирующие вентили 805, 807, 813, 815, 821 и 823, показанные у каждой из перепускной станции 801, 809 и 817. Например, сырьевой газ из глубоководных месторождений Сабах и Саравак в Малайзии, содержащий неприемлемые уровни кислотных газов, мог бы быть направлен в обход закрытого перепускного клапана 803 и через открытые изолирующие вентили 805 и 807, и обработан в присоединенном модуле 820, где с помощью систем аминной абсорбции и губчатого железа извлекают СО2, H2S и сернистые соединения. Модуль технологической системы для удаления ртути и хлоридов лучше всего позиционировать ниже по потоку относительно блока 814 обезвоживания. Этот модуль 822 принимает поток газа, направленный мимо закрытого перепускного клапана 811, через открытые изолирующие вентили 813 и 815, и включает процесс витрификации («застекловывания»), фильтры из молекулярных сит или активированного угля. Для сырьевого газа с высокими уровнями содержания азота, как обнаружено в некоторых областях Мексиканского залива, поток газа направляют мимо закрытого перепускного клапана 819 и через открытые изолирующие вентили 821 и 823, пропускают поток природного газа через выбранный технологический модуль 824 с подходящей способностью удалять азот из газового потока. Процессы имеющихся типов включают технологию мембранного разделения, абсорбционно/адсорбционную колонну и криогенный процесс, присоединенные к системе продувки танкера азотом и блокам предварительного охлаждения для хранения.
[00135] Описанный выше способ экстракции также может составлять первую стадию NGL-модуля 816, обеспечивая дополнительную мощность, необходимую для обработки смесей с высоким содержанием жидкости, таких как смеси, найденные в месторождении Восточного Катара.
[00136] В вышеприведенном описании изобретение было описано со ссылкой на его конкретные варианты осуществления. Однако будет очевидно, что разнообразные модификации и изменения его могут быть сделаны без выхода за пределы общего смысла и области изобретения. Например, читателю должно быть понятно, что конкретный порядок следования и комбинация технологических этапов, показанных в описанных здесь технологических блок-схемах, являются только иллюстративными и следуют промышленной практике, если не оговорено нечто иное, и изобретение может быть выполнено с использованием иных или дополнительных технологических этапов, когда они становятся доступными, или при иной комбинации или порядке следования технологических этапов. В качестве еще одного примера, каждый признак одного варианта исполнения может быть объединен и приспособлен к другим признакам, показанным в прочих вариантах исполнения. Признаки и способы, известные специалистам с обычной квалификацией, могут быть при желании введены подобным образом. Дополнительно и очевидно, признаки могут быть добавлены или изъяты, как потребуется условиями эксплуатации. Соответственно этому, изобретение не должно быть ограничено этим, кроме изложенного в пунктах прилагаемой патентной формулы и их эквивалентах.
Изобретение относится к системам и способам создания и хранения жидкофазной смеси природного газа, абсорбированного в легкоуглеводородных растворителях при температуре и давлении, которые способствуют улучшению объемных отношений сохраняемого природного газа по сравнению с CNG и PLNG при таких же температуре и давлении от менее 80° до около -120°F (от -62,2°С до -84,4°С) и от около 300 psig до около 900 psig (2,07-6,2 МПа, манометрических). Предпочтительные растворители включают этан, пропан и бутан и растворители на основе природного газоконденсата (NGL) и сжиженного нефтяного газа (LPG). Системы и способы для принятия (11, 13) сырьевого промыслового или полукондиционированного природного газа, кондиционированного газа, получения (14) жидкофазной смеси природного газа, абсорбированного в легкоуглеводородном растворителе, и транспортировки (16) смеси на рынок сбыта, где сетевой газ и продукты фракционирования поставляются путем, расходующим меньше энергии, чем CNG-, PLNG- или LNG-системы, с лучшим соотношением «масса груза к массе контейнера» для компонента природного газа, чем CNG-системы. 13 н. и 35 з.п. ф-лы, 25 ил., 3 табл.
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:
проводят мониторинг состава природного газа, подлежащего хранению, и жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, при этом указанный природный газ имеет переменный состав,
объединяют природный газ с указанным жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду, включающую природный газ, абсорбированный в указанном жидком углеводородном растворителе, при этом объединение природного газа с жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду включает корректировку содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения для того, чтобы оптимизировать плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде для температуры и давления, при которых она будет храниться, и
хранят однофазную жидкостную среду в резервуаре-хранилище при температуре хранения от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°C до около -84,4°C) 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°C до около -84,4°C) 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 пропанового 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 бутанового 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 растворителя на основе природного газоконденсата 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 растворителя на основе природного газоконденсата 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. 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, при этом плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения 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°C до около -84,4°C).
19. Однофазная жидкостная среда по п. 18, 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.
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, при этом плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения 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°C до около -84,4°C).
21. Однофазная жидкостная среда по п. 20, в которой концентрация пропанового 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.
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, при этом плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения 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°C до около -84,4°C).
23. Однофазная жидкостная среда по п. 22, в которой концентрация бутанового 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.
24. 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, при этом плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения 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°C до около -84,4°C).
25. Однофазная жидкостная среда по п. 24, в которой концентрация растворителя на основе природного газоконденсата 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.
26. 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, при этом плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения 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°C до около -84,4°C).
27. Однофазная жидкостная среда по п. 26, в которой концентрация растворителя на основе природного газоконденсата 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.
28. 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 плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения, при этом контейнерная система приспособлена для хранения однофазной жидкостной среды при температуре в диапазоне от менее -80°F до около -120°F (от менее -62,2°C до около -84,4°C) и давлении в диапазоне от 500 psig до 900 psig (от 3,4 МПа до 6,2 МПа, манометрических).
29. Судно по п. 28, в котором контейнерная система включает систему петлеобразных трубопроводов.
30. Судно по п. 29, 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).
31. Судно по п. 29, в котором система петлеобразных трубопроводов включает рециркуляционные устройства, приспособленные для регулирования температуры и давления.
32. Судно по п. 29, в котором система петлеобразных трубопроводов конфигурирована для картины извилистого течения текучей среды между соседними трубами.
33. Судно по п. 31, дополнительно включающее загрузочную и смесительную систему, приспособленную для смешения природного газа с жидким углеводородным растворителем с образованием однофазной жидкостной среды.
34. Судно по п. 33, дополнительно включающее систему разделения, фракционирования и выгрузки, для отделения природного газа от однофазной жидкостной среды.
35. Судно по п. 34, в котором система выгрузки включает вытесняющее средство для вытеснения однофазной жидкостной среды из контейнерной системы.
36. Судно по п. 35, в котором вытесняющее средство дополнительно включает устройство для продувки вытесняющей текучей среды с использованием инертного газа.
37. Судно по п. 34, в котором система выгрузки включает средство для корректирования высшей теплотворной способности выгружаемого газа.
38. 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, путем объединения природного газа с жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду, содержащую природный газ, абсорбированный в указанном углеводородном растворителе, при корректировке содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения для того, чтобы оптимизировать плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде для температуры и давления, при которых она будет храниться в резервуаре-хранилище, 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°C до около -84,4°C) 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.
39. 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, путем объединения природного газа с жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду, содержащую природный газ, абсорбированный в указанном углеводородном растворителе, при корректировке содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения для того, чтобы оптимизировать плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде для температуры и давления, при которых она будет храниться в резервуаре-хранилище, 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 давлении и температуре 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°C до около -84,4°C) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).
40. Система 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, в которой плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения, 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°C до около -84,4°C) 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.
41. Система по п. 38, 39 или 40, 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°C до около -84,4°C) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).
42. Система по п. 41, в которой система петлеобразных трубопроводов конфигурирована для картины извилистого течения текучей среды между соседними трубами.
43. Система по п. 38, 39 или 40, 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.
44. Система по п. 38 или 40, в которой система выгрузки включает средство для корректирования высшей теплотворной способности выгружаемого газа.
45. 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 путем объединения природного газа с жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду, содержащую природный газ, абсорбированный в указанном углеводородном растворителе, при корректировке содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения для того, чтобы оптимизировать плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде для температуры и давления, при которых она будет храниться в резервуаре-хранилище,
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°C до около -84,4°C) 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.
46. 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 путем объединения природного газа с жидким углеводородным растворителем в однофазную жидкостную среду, содержащую природный газ, абсорбированный в указанном углеводородном растворителе, при корректировке содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения для того, чтобы оптимизировать плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде для температуры и давления, при которых она будет храниться в резервуаре-хранилище,
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°C до около -84,4°C) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).
47. Способ обработки природного газа из источника поставки, получения, хранения и транспортировки однофазной жидкостной среды, включающей природный газ, абсорбированный в жидком углеводородном растворителе, для доставки природного газа на рынок сбыта, при этом плотность хранения природного газа в однофазной жидкостной среде оптимизирована для температуры и давления, при которых однофазная жидкостная среда будет храниться, путем корректировки содержания в мольных процентах жидкого углеводородного растворителя, объединяемого с природным газом, в зависимости от состава природного газа, состава жидкого углеводородного растворителя, давления хранения и температуры хранения, 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°C до около -84,4°C) 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.
48. Способ по п. 45, 46 или 47, 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°C до около -84,4°C) и от около 500 psig до около 900 psig (от около 3,4 МПа до около 6,2 МПа, манометрических).
| US 7607310 B2, 27.10.2009 | |||
| WO 9000589 A1, 25.01.1990 | |||
| US 20100000252 A1, 07.01.2010 | |||
| RU 2005129646 A, 27.03.2007. |
