JP2014062268A - 液体媒体におけるガスの大量輸送および貯蔵方法 - Google Patents

Abstract

【課題】液体媒体におけるガスの大量輸送および貯蔵方法の提供。
【解決手段】ガスストリームをローディングし、より重い炭化水素を分離し、ガスを圧縮し、ガスを冷却し、ガスと乾燥剤とを混合し、それを液体基材または溶媒とブレンドし、該混合物を処理、貯蔵および輸送状態まで冷却するための一体型船据え付け型システム。生産物が、その目的地に輸送された後に、炭化水素処理手順および液体置換が、液体を、パイプラインおよび貯蔵システムからアンロードし、液体基材を分離し、ガスストリームを貯蔵または伝達システムへ運ぶために提供される。
【選択図】図１

Description

本発明は、概して、生成ガスまたは天然ガスあるいは他のガスの貯蔵および輸送に関し、具体的には、液体媒体における天然ガス、気相炭化水素、または他のガスの大量処理に関し、そして、貯蔵庫への送出またはガス伝達パイプラインへの送出のための気相への該ガスの分離に関する。本明細書に記載されるように、本発明は、特に、海上輸送のための、船またはバージ設備に適用可能であり、船上でのガス処理に適用可能であるが、鉄道、トラック輸送のような輸送の地上モードおよび天然ガスのための陸上貯蔵システムにも同様に適用可能である。

天然ガスは、主として、ガス状媒体としてパイプラインによって、あるいは船またはピークカット設備において液化天然ガス（ＬＮＧ）の形態で輸送され、取り扱われる。多くのガス埋蔵量は、市場に対して遠くに位置し、パイプラインまたは液化天然ガス（ＬＮＧ）船によって、市場まで移動させる、経済的に時間と労力をかける価値のあるとみなされる回収可能な生産量のレベルよりも小さな規模である。

ＬＮＧによって提供される６００：１の半分に達する天然ガスの体積収容を提供する圧縮天然ガス（ＣＮＧ）輸送の緩慢な商用化は、これらの上記されたシステム双方に対する相補的な方法への必要性を示した。本明細書において記載される方法は、これら２つのシステム間の既存のニーズを満たすことを意図する。

ＬＮＧシステムのエネルギ強度は、典型的に、生産物が市場の中心地に運ばれる時間によって、生成されたガスのエネルギ内容量の１０％から１４％を要求する。ＣＮＧは、ガス調整、ガスの圧縮熱、その冷却および引き続く輸送コンテナからの排気と関連するさらに高いエネルギ要件を有する。２００４年８月２６日に出願された米国特許出願第１０／９２８，７５７号（「’７５７出願」）に概略が述べられるように、低温条件に頼ることなしで、液体媒体（圧縮ガス液体^ＴＭ（ＣＧＬ^ＴＭ）ガス混合物と呼ばれる）として液化されたマトリックスにおいて天然ガスを処理することは、このニッチ市場において利点を有する。貯蔵条件のための液相へのガスの圧縮、輸送システムからオフロードする間のＣＧＬ^ＴＭガス混合物の１００％置換の両方において、ＣＧＬ^ＴＭ処理における個別のエネルギ需要の利点がある。

華氏−４０度における１４００ｐｓｉｇの貯蔵条件に適合するＣＧＬ^ＴＭ処理エネルギ需要は、中位の要件である。華氏６０度から下がって華氏−２０度までにおける、ＣＮＧの実効値に対して必要なより高い圧力（１８００ｐｓｉｇから３６００ｐｓｉｇ）および実質的により低いＬＮＧに対する低温貯蔵温度（華氏−２６０度）は、ＣＮＧおよびＬＮＧ処理のためのより大きなエネルギ需要にまで上昇する。

従って、より低いエネルギ需要で、天然ガスまたは生成ガスの貯蔵および輸送を円滑にするシステムおよび方法を提供することが望ましい。

本発明は、生産ガスストリームをローディングし、比較的重い炭化水素を分離し、該ガスを圧縮し、該ガスを冷却し、液体または固体の乾燥剤を用いてガスを乾燥し、該ガスを液体の基材または溶媒と混合し、該混合物を処理、貯蔵および輸送状態へ冷却するための、海上輸送容器（ｖｅｓｓｅｌ）、例えば、船（ｓｈｉｐ）またはバージに据えつけられた手段に向けられる。生産物がその目的地まで輸送された後に、炭化水素処理手順および液体置換方法が提供され、液体をパイプラインおよび貯蔵システムからアンロードし、液体基材から分離し、ガスストリームを典型的には海岸貯蔵または伝達システムの保管地へ運ぶ。

好ましい実施形態において、自給式の船またはバージは、処理、貯蔵および輸送システムを含み、該システムは、天然ガスまたは気相炭化水素を、エタン、プロパンおよびブタンの液体溶媒混合物を用いて、液化された媒体に変え、この組成および体積は、’７５７出願に示されるような使用条件および特定の溶媒の効率の制限に従って具体的に決定される。処理手順はまた、天然ガス生産物または気相炭化水素を、船据え付け型のパイプラインからアンロードするように工夫され、次の船積みと共に再利用するために液体溶媒を分離および貯蔵する。

本明細書に記載される方法は、船の設備に限定されず、輸送媒体に設置された処理手順の有無にかかわらず、輸送のほかの形式に適する。本出願は、特に、既存のタンカーの旧型装置の改良のため、または新たに建造された船と共に使用するために適する。

ローディング手順は好ましくは、ブイまたは係留ドックを介して、船に直接的または間接的に接続されたローディングパイプラインを介する、海底坑口装置（ｓｕｂｓｅａ ｗｅｌｌｈｅａｄ）、ＦＰＳＯ、沖合のプラットフォームまたは海岸ベースのパイプラインからの天然ガスまたは生産ガスフローから、開始する。ガスは、マニホルドを介して、二相または三相ガスセパレータまで流れ、ガスストリームから、遊離した水および重い炭化水素を除去する。

処理手順は、スクラバー内の任意の望ましくない成分ならびに重い炭化水素の除去のために、ガスストリームを調整する。次いで、ガスは、貯蔵圧力近くまで、好ましくは、約１１００ｐｓｉｇ〜１４００ｐｓｉｇまで圧縮、冷却および洗浄される。次いでガスは、阻害剤を水和するために、液体または固体の乾燥剤、例えば、メタノール−水混合物または分子ふるい（ｍｏｌｅｃｕｌａｒ ｓｉｅｖｅ）を用いて乾燥され、混合チャンバへの投入前に、溶媒と混合される。次いで、結果生じる液体溶媒−ガス混合物ストリームは、冷蔵システムを介して、約華氏−４０度の貯蔵温度まで冷却される。

ガスの脱水は、ガス水和物の形成を防ぐために実行される。ガス冷蔵室から出る際に、炭化水素および水溶液は分離されて、水を含んだ相の成分を除去し、ここで、乾燥した液体溶媒ガス混合物ストリームが貯蔵パイプシステムに、貯蔵状態でロードされる。

貯蔵された生産物は、バンドルされたパイプの貯蔵所に保持され、各貯蔵所の内容物がループパイプシステムを介して、選択的に隔離または再循環され得るような方法で、マニホルドを介して相互接続され、次に該システムは運送期間中に継続的に貯蔵温度を維持するために、冷蔵システムに接続される。

オフローディング手順は、メタノール−水混合物によって、パイプシステムの内容物の置換を伴う。貯蔵された液体の溶媒−ガス混合物の圧力は、二相炭化水素ストリームの場合には、脱エタン（ｄｅ−ｅｔｈａｎｉｚｅｒ）タワーへの、その投入前に、約４００ｐｓｉｇの領域まで減少する。メタンガスおよびエタンガスから支配的に構成される混合物は、タワーのトップから発生して、オフローディングラインにおいて、伝送パイプライン特有圧力および温度まで圧縮および冷却される。脱エタンタワーのベースから、脱プロパン（ｄｅ−ｐｒｏｐａｎｉｚｅｒ）タワーに送られるプロパンおよびより重い成分から支配的に構成されるストリームを流す。

この容器のトップから、プロパンストリームは、次のガス船積みの用意をする貯蔵所に戻るように送られ、タワーのボトムからブタンリッチなストリームは、オフローディングライン内のメタン／エタンストリームフローに戻るように揚げられ、ガス加熱値を、本来の生産ストリームの加熱値に戻るようにされる。この処理はまた、カスタマーのＢＴＵ値要件に適合するように、販売するガスのＢＴＵの値を調節する能力を有する。

本発明の他のシステム、方法、特徴および利点は、以下の図面および詳細な記載を検討すると、当業者には明らかであるか、明らかになる。
例えば、本願発明は以下の項目を提供する。
（項目１）
ガスの大量貯蔵および輸送のための統合システムであって、
ガスと、液体の溶媒とを混合して、液体媒体形式でガス溶媒混合物を形成するように適合されているローディングおよび混合システムと、
該ガス溶媒混合物を、該ガス溶媒混合物に対する貯蔵密度と関連する貯蔵圧力および貯蔵温度で貯蔵するように適合されている収容システムであって、該貯蔵密度は、同一の貯蔵圧力および貯蔵温度に対するＣＮＧの貯蔵密度を超える、収容システムと、
該ガスを、該ガス溶媒混合物から分離するための、分離、分別およびオフローディングシステムと
を備えている、システム。
（項目２）
前記ローディングおよび混合システム、収容システム、ならびに分離、分別およびオフローディングシステムは、輸送容器上に設置される、項目１に記載のシステム。
（項目３）
前記輸送容器は、海上ベースの輸送容器である、項目２に記載のシステム。
（項目４）
前記輸送容器は、陸上ベースの輸送容器である、項目３に記載のシステム。
（項目５）
前記収容システムは、温度および圧力を維持するために再循環設備を有するループパイプライン収容システムを備えている、項目１に記載のシステム。
（項目６）
前記ループパイプライン収容システムは、水平方向にネストされたパイプシステムを備えている、項目５に記載のシステム。
（項目７）
前記水平方向にネストされたパイプシステムは、隣接するパイプ間の曲がりくねった流体フローパターンのために構成されている、項目６に記載のシステム。
（項目８）
前記ループパイプラインシステムは、統合された充填、置換および循環機能のための垂直なディップチューブを装備する、垂直方向にネストされたパイプシステムを備えている、項目５に記載のシステム。
（項目９）
前記垂直方向にネストされたパイプシステムは、ハードウェアに据え付けられたトップサイドまたはボトムサイドを含む、項目８に記載のシステム。
（項目１０）
前記ループパイプラインシステムは、ベントおよび取り付け自由なパイプベースを含む、項目５に記載のシステム。
（項目１１）
貯蔵の前に前記ガスを脱水するために脱水手段をさらに備えている、項目１に記載のシステム。
（項目１２）
前記オフローディングシステムは、前記収容システムから前記ガス溶媒混合物を置換する置換手段を含む、項目１１に記載のシステム。
（項目１３）
前記脱水および置換手段は、メタノール−水混合物を脱水流体および置換流体として使用することを含む、項目１２に記載のシステム。
（項目１４）
前記置換手段は、不活性ガスを用いて、前記置換流体を除去する手段をさらに備えている、項目１３に記載の方法。
（項目１５）
前記オフローディングシステムは、オフロードされたガスの総熱含量を調節するための手段を備えている、項目１に記載のシステム。
（項目１６）
前記総熱含量は、ガスの１０００ｆｔ^３当たり約９５０ＢＴＵから１２６０ＢＴＵの範囲内で調節可能である、項目１５に記載のシステム。
（項目１７）
輸送されるガスを、輸送容器にロードするステップと、
該ガスを、液体の溶剤と混合して、流体溶媒混合物を形成するステップと、
該ガスを脱水するステップと、
ループパイプラインシステム内を輸送するために該ガス溶媒を貯蔵するステップと、
該ガスを、該ガス溶媒混合物から分離するステップと、
該ガスを、該輸送容器からオフロードするステップと
を包含する、方法。
（項目１８）
前記パイプラインシステムのパイプ間で置換流体をシャットリングして、該ガス溶媒混合物を、該パイプラインシステムから置換して、該ガスを分離およびオフロードするステップをさらに包含する、項目１７に記載の方法。
（項目１９）
前記貯蔵するステップは、前記ガス溶媒混合物を、約華氏−２０度から華氏−８０度までの範囲の温度、および約１１００ｐｓｉｇから約２１５０ｐｓｉｇの範囲の圧力で、貯蔵するステップを含む、項目１７に記載の方法。
（項目２０）
前記オフロードされたガスの総熱含量を調節するステップをさらに包含する、項目１７に記載の方法。
（項目２１）
前記総熱含量は、ガスの１０００ｆｔ^３当たり約９５０から１２６０ＢＴＵの範囲内で調節可能である、項目２０に記載の方法。

図１は、本発明のローディング処理を描く処理図である。 図２は、連続的なパイプ貯蔵所間の置換処理を描く処理図である。 図３は、本発明のオフローディング処理を描く処理図である。 図４Ａは、本発明の一体型システムを装備したタンカーの側面図である。 図４Ｂは、デッキに据え付けられたローディングおよびアンローディングシステムを示すタンカーの側面図である。 図４Ｃは、デッキに据え付けられたローディングおよびアンローディングシステムを示すタンカーの側面図である。 図５Ａは、垂直に配置されたパイプ貯蔵所を示す概略図である。 図５Ｂは、水平に配置されたパイプ貯蔵所を示す概略図である。 図５Ｃは、水平に配置されたパイプ貯蔵所を示す別の概略図である。

製造、構造および動作を含む、本発明の詳細は、添付の図面の研究によって、部分的に収集され得、この図面において、同様の参照番号は、同様のパーツをいう。図面におけるコンポーネントは、必ずしも縮尺を合わせられておらず、代わりに本発明の原理を例示する際に強調して配置される。さらに、全ての例示は、概念を伝えることを意図され、ここで相対的なサイズ、形状および他の詳細な特質は、逐語的または正確にというよりむしろ概略的に示され得る。

本発明の詳細は、添付の図面と関連して以下に記載され、該図面は、単なる概略であり、縮尺も合わせられていない。例示的な目的のみのために、以下の記載は、船または海での使用のみに焦点を当てる。しかしながら、当業者は、本発明が本明細書に記載されるように、船での使用、および海上輸送に限定はされないが、天然ガスの鉄道、トラック輸送および陸上貯蔵システムのような地上モードにも等しく適用可能であることを認識する。

好ましい実施形態においては、貯蔵圧力は、２１５０ｐｓｉｇ未満に設定され、温度は、華氏−８０度程度に設定される。これらの好ましい圧力および温度において、液体マトリックス内の天然ガスまたは生成ガスに対する効果的な貯蔵密度は、ＣＮＧの貯蔵密度を有意に超える。低減したエネルギ需要のために、好ましい貯蔵圧力および温度は、好ましくは１４００ｐｓｉｇの範囲にあり、好ましくは華氏約−４０度の範囲にある。

図４Ａに描かれるように、タンカー１０のカーゴコンポーネント３０に位置する、ループパイプラインシステム２０は、輸送される液化された生成物または天然ガス混合物を収容するために使用される。パイプラインシステム２０は、船またはタンカー１０の独立したカーゴホールド３０内に収容される。カーゴホールド３０は、パイプライン２０を取り囲む冷却した不活性雰囲気１４を保持する独立したフード１２で覆われる。図４Ｂおよび図４Ｃに描かれるような、好ましい実施形態において、ローディング処理設備１００、ならびに分離、分別およびアンローディング処理設備３００が、タンカー１０のサイドデッキに据え付けられ、一体型システムを提供する。

図２Ｂに描かれるように、パイプラインシステム２０は、パイプ２２のトップサイド２４またはボトムサイド２６から点検修理されるように設計された垂直に配向されたパイプまたはパイプ貯蔵所２２によって設計される。縁があったりなかったりし得るパイプ２２は、好ましくは、垂直配置におけるスペースの使用を最大化するために、ハードウェアに据え付けられるトップサイド２４またはボトムサイド２６を含む。パイプラインシステム２０の収容パイプ２２はまた、好ましくは、きっちりと詰められたカーゴホールドにおける腐食および検査のニーズを最小化するために、ベントおよびフィッティングフリーベースを含む。

ガス混合物の導入および抽出は、パイプセクションの下部レベルを点検修理するために、好ましくは、パイプ２２の上部レベルに対するパイプ接続に据え付けられたキャップ、パイプ２２のボトム近くまで達するディップチューブ（スティンガー）パイプに据え付けられたキャップを介する。これがなされることにより、パイプ内の流体の置換動作が、好ましくは、下部レベルから導入されるより高い密度の生産物、および上部レベルから除去されるより低い密度の生産物を有する。垂直のディップチューブは、好ましくは、充填、置換および循環処理のために利用される。

図５Ｂおよび図５Ｃを参照すると、代替的なパイプラインシステム２０が提供され、パイプまたはパイプ貯蔵所２２が水平に配向される。図５Ｂに描かれるように、流体およびガスは、第一の端部２３に流入し、第二の端部２５から流出する。図５Ｃに描かれる実施形態において、流体およびガスは、第一の端部２３と第二の端部２５との間で出入りする、パイプまたはパイプ貯蔵所２２を介して、蛇行様式で流れる。

図１を参照すると、本発明のローディング処理１００が描かれる。フィールド生成物ストリームは、ローディングブイ１１０を介してパイプラインを通って収集され、該ローディングブイ１１０に対して船がつながれる。このブイ１１０は、停泊させられた船にホーザーによって繋がれ、ホーザーは柔軟なパイプラインに取り付けられる。ガスストリームは、デッキ据え付けの注入セパレータ１１２に流れ、これにより、生成された水および重い炭化水素は、分離され、異なる場所に送られる。大量のガスは、必要に応じて、コンプレッサシステム１１４に流れる。生成された水は、セパレータ１１２から、生成水処理ユニット１１６まで流れ、該ユニット１１６は、水を要求される環境基準まで洗浄する。凝縮物は、セパレータ１１２から圧縮ガスストリームまで流れる。貯蔵タンク１１８の中に分離して、凝縮物を貯蔵することが可能であり、または、圧縮ガスシステムに再注入される。

コンプレッサシステム１１４は、（必要に応じて）ガスの圧力を、貯蔵状態要件まで上昇させ、該状態要件は好ましくは約１４００ｐｓｉｇおよび華氏−４０度である。圧縮されたガスは、クーラー１２０において冷却され、スクラバー１２２において洗浄され、混合チャンバ１２４に送られる。スクラバー１２２からの凝縮物副産物は、凝縮物ストレージ１１８に向けられる。

混合チャンバ１２４において、ガスストリームは、’７５７出願において記載されるパラメータセットに従って、計量された容積の天然ガスベース液体（ＮＧＬ）と組み合わされ、本明細書において、圧縮ガス液体^ＴＭ（ＣＧＬ^ＴＭ）ガス混合物と呼ばれるガス−液体溶媒混合物を生じる。好ましいストレージパラメータに従って、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物は、約１１００ｐｓｉｇから約２１５０ｐｓｉｇの間の範囲の圧力で、好ましくは華氏約−２０度から華氏約−１８０度の間の範囲の温度で、より好ましくは華氏約−４０度から華氏約−８０度の範囲で、貯蔵される。ＣＧＬ^ＴＭガス混合物を形成する際に、生成ガスまたは天然ガスは、液体の溶媒、好ましくは液体のエタン、プロパンまたはブタン、あるいはそれらを組み合わせたものと、以下の重量濃度で、組み合わされる。該重量濃度とは：エタンに関しては、好ましくは約２５％モルで、好ましくは約１５％モルから約３０％モルの間の範囲であり；プロパンに関しては、好ましくは約２０％モルであり、好ましくは約１５％モルから約２５％モルの間の範囲であり；またはブタンに関しては、好ましくは約１５％モルであり、好ましくは約１０％モルから約３０％モルの間の範囲であり；あるいは、エタン、プロパンおよび／またはブタン、あるいはプロパンおよびブタンの組み合わせに関しては、約１０％モルから約３０％モルの間の範囲である。

冷却の前に、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物は、好ましくは、メタノール−水または固体の乾燥剤（例えば、分子ふるい）を用いて脱水されることにより、水和物を、パイプラインシステム１３０内に形成することを防ぐ。ＮＧＬ溶媒混合剤は、ストレージにおいてガスのより大きな実効密度のための環境を提供し、乾燥剤処理はストレージ生成物脱水制御を提供する。

次いで、この乾燥したガス／溶媒／メタノール混合物は、冷蔵システム１４０の一部である冷蔵室１４２を通り、単相液体ストリームまたは二相液体ストリームとして出現し、該冷蔵システム１４０は、コンプレッサ１４４と、クーラー１４６と、アキュムレータ１４８と、ジュールトンプソンバルブ１４９とを備える。次いでこのストリームは、セパレータ１２８を通って流れ、炭化水素相から水性相を除去する。水性相は、メタノール再生成ストレージシステム１２６に戻る。炭化水素相は、メインヘッダ１３０に流れ、続けてサブヘッダに流れ、サブヘッダはストレージパイプ１３２の垂直バンドルの頂上に位置するマニホルドに送る。ＣＧＬ^ＴＭガス混合物を貯蔵するために、ガス混合物は、加圧されたストレージパイプまたはベッセルバンドル１３２に導入され、これは好ましくはメタノール−水混合物を含むことにより、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物の気化を防ぐ。

ＣＧＬ^ＴＭガス混合物の、パイプまたはベッセルバンドルセクション１３２への導入は、好ましくは、垂直のスティンガー、垂直の注入口またはパイプ１３２のキャップ１３３の頂上にあるマニホルドへのサブヘッダ接続からパイプ１３２のベース１３５まで走る垂直のラインによってなされる。パイプ１３２は、マニホルドに据え付けられたレベル制御デバイスが、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物を検出し、注入バルブを閉鎖させるまで、圧力制御されたメタノール−水混合物を置換して、パイプ１３２内を充填する。注入バルブが閉じると、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物のフローは、次のバンドルのパイプまたはベッセルを満たすために方向が変えられ、該パイプまたはベッセルにおいてメタノール−水は、往復移動する。

サイクルの運送部分の間に、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物は、いくらかの熱を得る傾向にあり、結果としてその温度がわずかに上昇する。より高い温度が、トップマニホルド上の温度感知デバイスによって感知されるとき、パイプラインバンドルは、通常、小さな再循環冷蔵ユニット１３６を介してトップに据え付けられた置換口から、再循環ポンプ１３８を介して循環される内容物を有し、該ユニット１３６は、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物の低い温度を維持する。一旦、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物の温度が、好ましいパイプライン温度に達すると、冷却されたＣＧＬ^ＴＭガス混合物は、他のパイプラインバンドルに循環され、より温かいＣＧＬ^ＴＭガス混合物をそれらのバンドルに置換させる。

ＣＧＬ^ＴＭガス混合物がパイプまたはベッセルバンドルから置換し、生成または天然ガスが分離され、市場のパイプラインにオフロードされる、オフローディング処理が、図２および図３に図示される。貯蔵されたＣＧＬ^ＴＭガス混合物は、ストレージシステム２１０に貯蔵されたメタノール−水混合物を用いて、パイプラインシステム２２０から移動する。このメタノール−水混合物は、処理の一部を通る循環ポンプ２４０を介して汲み出されることにより、パイプライン温度を得る。図２のステップ１に示されるように、冷たいメタノール−水混合物は、ＣＧＬ^ＴＭガス混合物を、一つのバンドル２２２または一群のバンドル２２２、例えば、貯蔵所１から、図３に示されるアンローディング設備まで移動させる。ステップ２に示されるように、メタノール−水混合物がシステム２２０を介して圧力を解放するので、その圧力を増加させるために、該混合物は循環ポンプに戻る。より高い圧力のメタノール−水混合物は、次のグループのパイプバンドル２２２、例えば、貯蔵所２における使用のために往復運動する。ＣＧＬ^ＴＭの置換は、圧力低減バルブ３１０を通る置換された流体の圧力の低減によって達成される（図３）。

ステップ２に示されるように、メタノール−水混合物は、次いで、窒素のような不活性（ブランケット）ガスを用いて、圧力を低減され、パイプラインシステム２２０から移される。ステップ３に示されるように、メタノール−水混合物は、パイプバンドル２２２からパージされ、ブランケットガスは、戻りの航海のためにパイプバンドル２２２に残る。

図３を参照して、分離および分別処理を含むオフローディング処理３００に従うと、置換されたＣＧＬ^ＴＭガス混合物は、パイプラインシステム２３０から、圧力制御ステーション３１０、好ましくはジュールトンプソンバルブまで流れ、ここで圧力が低減される。軽い炭化水素の二相混合物は、脱エタン器３１２まで流れ、ここにおいて支配的にメタンおよびエタンからなるオーバーヘッドストリームは、より重い成分、すなわち、プロパン、ブタンおよび他のより重い成分から分離される。

脱エタン器３１２のボトムに存在するより重い液体ストリームは、脱プロパン器３１４まで流れる。脱プロパン器３１４は、ブタンおよびより重い炭化水素フラクションからプロパン分別を分離する。プロパンフラクションは、頭上を流れ、クーラー３１６において濃縮され、還流ドラム３１８に送られる。濃縮されたストリームの一部は、還流ドラム３１８から、脱プロパン器３１４列まで還流として送られ、プロパンストリームのバランスは、パイプラインシステムに、溶媒として流れ、溶媒ストレージシステム２２０に、貯蔵および輸送される天然ガスまたは生成ガスの次のバッチと共に再利用するために、貯蔵される。図２のステップ３に示されるように、ＮＧＬ溶媒およびメタノール−水混合物の保存往復運動バッチは、貯蔵および輸送される天然ガスまたは生成ガスの次のロードと共に使用するために、パイプバンドルの別個のグループに残る。

脱エタン器３１２からのガスのメタン−エタンフローは、一連の熱交換装置（図示されず）を通り、ここでガスストリームの温度が上昇する。次いで、ガスのメタン／エタンフローの圧力は、（必要に応じて）コンプレッサ３２４を通るガスの通過によって上昇し、ガスのメタン／エタンフローの置換温度は、クーラー３２６を通って流れることによって、低減される。

脱プロパン器３１４のボトムに残るブタンリッチストリームは、クーラー３３２を通り、ここで、該ストリームは、周囲の状態まで冷却され、次いで凝縮物ストレージタンク３３４まで流れる。

ブタンリッチストリームのサイドストリームは、リボイラー３３０を通り、次いでブタンリッチストリームに戻る。次いで、ブタン凝縮混合物は、ポンプ３３６を介して、混合バルブ３２２まで汲み上げられ、ＢＴＵ調節のために溶媒のサイドストリームと結合され、最終的にメタン−エタンストリームと混合される。ガス混合物の総熱含量は、好ましくは、ガスの１０００立方フィート当たり９５０ＢＴＵから１２６０ＢＴＵの範囲に調節される。

オフロードされたガスは、受ける柔軟なパイプラインへのオフローディングのための送出条件に合うように準備され、該パイプラインはブイ３２８に接続され得る。ブイ３２８は、次に本土の送出パイプラインおよびストレージ設備に接続される。

前述の明細書において、本発明は、その特定の実施形態を参照して記載されてきた。しかしながた、様々な修正が、本発明の精神および範囲から逸脱することなしに本明細書に対してなされ得ることは明白である。当業者に公知の特徴および処理が、所望に応じて、加えられたり、差し引かれたりし得る。従って、本発明は、添付の特許請求の範囲およびそれらの均等物の考慮を除いては制限されるべきではない。

Claims (1)

1. 本願明細書に記載された発明。

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