專利名稱：天然氣在液體溶劑中的存儲以及將天然氣吸入液體溶劑和從中分離出的方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明一般涉及天然氣的存儲和運輸，更具體的涉及天然氣在液體介質(zhì)或溶劑中的大規(guī)模存儲以及把天然氣吸收進液體或液體蒸汽介質(zhì)中以便存儲和運輸以及分離回氣體以便傳遞的系統(tǒng)和方法。運輸方法是利用以濃縮形式容納的天然氣通過常規(guī)的公路、鐵路和船只模式進行的。
背景技術(shù)：
天然氣主要以氣體形式通過管道運輸。對于天然氣礦床不位于接近管道的位置并因此通過管道運輸不可行的情況，也就是說多股的(stranded)或遙遠的天然氣，必須通過別的方法運輸氣體，經(jīng)常以液化天然氣(“LNG”)的液體形式通過船只運輸。天然氣以液體形式存儲和運輸涉及處于低溫或接近低溫的狀態(tài)(大氣壓下-270到加壓下-180)，這需要在非管道運輸支路的每個末端對液化和再氣化裝置的大量投資，以及對大型存儲罐的大量投資。這些資金費用以及存儲和運輸這些狀態(tài)下的LNG必需的能源消耗往往使得以液體形式存儲和運輸天然氣非常昂貴。
近年來，人們提出以壓縮天然氣(“CNG”)的形式進行多股或遙遠的天然氣資源(asset)的運輸，但是商業(yè)化很慢。CNG，包括在100到幾百個大氣壓下壓縮氣體，不需要對液化和再氣化裝置的大量投資，提供了用LNG獲得的600比1(600∶1)體積比的1/3-1/2的容納體積比。
在大氣溫度下或到-80寒冷條件的裝運CNG是當前工業(yè)提議的主題。壓縮天然氣到2150psig(146大氣壓)使得氣體可壓縮性(Z)系數(shù)處于最低值(在60下大約0.74)，然后在升高壓力下攀升到更高值。在2150psig，可獲得225∶1大小的壓縮體積比。通常使用3600psig的商業(yè)油罐壓縮天然氣到320∶1的壓縮體積比。
為了有效的把多股或遙遠的天然氣傳輸進裝運循環(huán)，必須以和運輸容器頻率和氣源生產(chǎn)速度相適應的量來保持存儲。在這種存儲估算中還考慮了加載(優(yōu)選在最少時間里實現(xiàn))。類似的，基于輸送天然氣到市場上的傳輸頻率、卸載時間以及管道的傳送能力，必須估算向存儲系統(tǒng)中的卸載。在這些階段點維持天然氣容器是與所有運輸模式相關(guān)的傳輸費用的一部分。
CNG處理是能量密集型的，需要顯著的壓縮和冷卻到這些體積比，然后在卸載時移置所述氣體。考慮到存儲高壓CNG的較高費用、過長的加載與卸載時間和與之相聯(lián)的冷卻或再加熱能力，還沒有商業(yè)系統(tǒng)的運行情況證明傳輸超過0.5bcf/天的大體積量。
相應的，提供比用CNG獲得的濃縮優(yōu)異的天然氣濃縮，在適當?shù)膲毫瓦m當降低的溫度下便于得到比CNG更好的性能參數(shù)，以及降低LNG所需設備的比例密度(proportionate intensity)，將會是人們所期望的。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明涉及通過適度壓力、低溫和溶劑介質(zhì)的相互作用而存儲在液化介質(zhì)中的天然氣或甲烷，還涉及有助于將天然氣或甲烷吸入到液體或液體蒸氣介質(zhì)中以便存儲和運輸以及轉(zhuǎn)化回氣體以便傳遞到市場的系統(tǒng)和方法。運輸方法優(yōu)選利用以濃縮形式容納的天然氣或甲烷通過常規(guī)的公路、鐵路和船只模式進行。這種氣體存儲和運輸方法也適于管道應用。
在優(yōu)選的實施方式中，在適當?shù)臏囟群蛪毫l件下(與新型混合工藝相關(guān)的)利用乙烷、丙烷和丁烷的吸收性能，以比在類似保存條件下用單獨天然氣所獲得的壓縮體積比更有效水平的壓縮體積比存儲天然氣或甲烷?；旌衔飪?yōu)選使用優(yōu)選不高于大約2250psig，優(yōu)選在大約1200psig到大約2150psig范圍的壓力，以及優(yōu)選在大約-20°到大約-100范圍，更優(yōu)選不低于大約-80，再優(yōu)選在大約-40°到-80范圍的溫度存儲。在這些適當?shù)臏囟群蛪毫l件下，用諸如乙烷、丙烷或丁烷或其組合的液態(tài)溶劑來結(jié)合天然氣或甲烷，所述液態(tài)溶劑的濃度如下乙烷優(yōu)選大約25摩爾％，優(yōu)選在大約15摩爾％-大約30摩爾％范圍；丙烷優(yōu)選大約20摩爾％，優(yōu)選在大約15摩爾％-大約25摩爾％范圍；或丁烷優(yōu)選大約15摩爾％，優(yōu)選在大約10摩爾％-大約30摩爾％范圍的濃度下；或乙烷、丙烷和/或丁烷的結(jié)合，或者丙烷和丁烷的結(jié)合，在大約10摩爾％-大約30摩爾％范圍。
本發(fā)明的混合工藝把天然氣或甲烷與諸如液態(tài)乙烷、丙烷、丁烷或別的合適流體的溶劑介質(zhì)有效地結(jié)合，獲得了適宜于存儲和運輸?shù)臐饪s液體或液體蒸氣混合物。溶劑介質(zhì)優(yōu)選在卸載天然氣時在輸送容器中循環(huán)。優(yōu)選按照所用溶劑效率的極限來確定工藝條件。
在優(yōu)選實施方式中，溶劑優(yōu)選在受控速率下壓力噴射到正進入混合室的天然氣或甲烷流中。當遇到吸收流(溶劑)時，氣體陷入到聚集在混合室較低部位的液相中，成為氣體和溶劑的飽和流體混合物形式，在這里它被抽走以在最少的后冷卻條件下存儲。以液體形式處理氣體加快了加載和卸載時間并且不需要與CNG相關(guān)水平的后冷卻(after-cooling)。
然后把氣體從溶劑中分離出來以輸送到市場。在符合所需傳輸條件的理想溫度和壓力下，在分離器中把氣體從溶劑中分離出來。溫度基于所用溶劑而不同。液體溶劑回收以備將來使用。
通過檢驗下面的圖和詳細說明，對本領(lǐng)域技術(shù)人員來說，本發(fā)明的其它系統(tǒng)、方法、特征和優(yōu)點將會或?qū)⒆兊蔑@而易見。


通過研究附圖，可以部分發(fā)現(xiàn)本發(fā)明的細節(jié)，包括制備、結(jié)構(gòu)和操作，其中同樣的附圖標記表示同樣部件。圖中的部分不必合乎比例，相反重點放在說明本發(fā)明的原理上。而且，所有說明旨在表達概念，其中相對尺寸、形狀和別的詳細特征可以是示意性的，而不是照字面意義的或精確的說明。
圖1是描述了本發(fā)明方法填充循環(huán)的方法圖。
圖2是描述了本發(fā)明方法卸下/卸載循環(huán)的方法圖。
圖3a是描述在選定溫度下在不同壓力條件下對25％乙烷(C2)而言甲烷(C1)的體積比。
圖3b是描述在選定溫度下在不同壓力條件下對20％丙烷(C3)而言甲烷(C1)的體積比。
圖3c是描述在選定溫度下在不同壓力條件下對15％丁烷(C4)而言甲烷(C1)的體積比。
圖4a是描述在選定壓力下在不同溫度條件下對25％乙烷(C2)而言甲烷(C1)的體積比。
圖4b是描述在選定壓力下在不同溫度條件下對20％丙烷(C3)而言甲烷(C1)的體積比。
圖4c是描述在選定壓力下在不同溫度條件下對15％丁烷(C4)而言甲烷(C1)的體積比。
圖5a是描述在選定溫度和壓力條件下甲烷(C1)在不同乙烷(C2)溶劑濃度下的體積比。
圖5b是描述在選定溫度和壓力條件下甲烷(C1)在不同丙烷(C3)溶劑濃度下的體積比。
圖5c是描述在選定溫度和壓力條件下甲烷(C1)在不同丁烷(C4)溶劑濃度下的體積比。
詳細說明依照本發(fā)明，優(yōu)選通過適當?shù)膲毫?、低溫和溶劑介質(zhì)的相互作用，把天然氣或甲烷吸收和存儲進液化介質(zhì)中。在優(yōu)選實施方式中，在適當?shù)臏囟群蛪毫l件下利用乙烷、丙烷和丁烷的吸收性能，以在比在類似的保存條件下用單獨的天然氣或甲烷獲得的壓縮體積比水平更高的壓縮體積比存儲天然氣或甲烷。新的混合方法優(yōu)選把天然氣或甲烷與諸如液態(tài)乙烷、丙烷、丁烷或別的合適流體的溶劑介質(zhì)結(jié)合，以形成適于存儲和運輸?shù)臐饪s液體或液體蒸汽混合物。溶劑介質(zhì)優(yōu)選在卸載天然氣或甲烷時在輸送容器中循環(huán)。
在優(yōu)選實施方式中，吸收流體優(yōu)選在受控速率下壓力噴射到正進入混合室的天然氣或甲烷流中。當流經(jīng)焦耳湯普森閥組件或別的壓力降低裝置，和/或流經(jīng)冷卻裝置時，優(yōu)選通過降低其壓力來把氣流激冷到混合溫度。當遇到吸收流體流時，氣體陷入到聚集在混合室較低部位的液體溶劑中，成為飽和流體。從混合室較低部位，飽和流體，即氣體和液體溶劑的混合物，被抽走以在最少后冷卻的條件下存儲。當吸收進液體介質(zhì)中時對氣體進行處理加快了加載和卸載時間并且不需要與CNG相關(guān)水平的后冷卻。
詳細的轉(zhuǎn)向附圖，圖1提供了填充循環(huán)的方法流程圖。如描述的那樣，天然氣或甲烷流被吸收入溶劑以獲得飽和流體形式的存儲/運輸混合物。依賴于所用溶劑，需要不同的最佳溫度和壓力參數(shù)以獲得氣體在溶劑中的期望的體積比。
在操作中，溶劑在符合優(yōu)選氣體存儲條件和維持溶劑液相條件的冷卻溫度下存儲于存儲容器32中。通過氣體壓縮機12升高進入入口集管10的氣體的壓力。然后當通過空氣冷卻/制冷裝置14時，把離開壓縮機12的氣體冷卻到和存儲溶劑同樣的溫度。然后在壓力調(diào)節(jié)器16控制的受控壓力下，通過流動元件18把離開冷卻裝置14的氣體投料到混合器或混合室20中。氣體的受控壓力根據(jù)制備的用于存儲和運輸?shù)臍怏w混合物而變化。最佳存儲條件取決于具體使用的溶劑。
也向混合器20供應從泵30注射的溶劑。通過流動控制器34和流動控制閥31控制溶劑流動速率。來自流動元件18的信息被輸送到流動控制器34以基于摩爾體積將所需的溶劑流速和氣體流速相配。
在圖1中沒有顯示在入口集管10之前焦耳湯普森閥的使用。對于很高的源頭壓力而言，需要降低壓力到過程罐的壓力，所以優(yōu)選結(jié)合焦耳湯普森閥。閥兩端的壓降也在氣體流產(chǎn)生可用的溫度降。
一遇到溶劑，氣體在液相介質(zhì)中被吸收和運走。液相介質(zhì)在混合室20的較低部位聚集，和溶劑一起成為飽和流體。飽和流體加上小量過剩氣體被輸送進穩(wěn)定器容器40。過剩氣體通過壓力控制閥44循環(huán)回入口集管10，用于通過混合器20進行循環(huán)。
然后通過壓縮泵41把飽和流體升壓到優(yōu)選存儲水平，在那里飽和流體被投料進加載集管43，然后通過加載集管43投料被裝進保存罐或儲存容器42。諸如甲烷、乙烷、丙烷、丁烷或它們的混合物的激冷保護氣體(blanket gas)氣體優(yōu)選在罐42被飽和流體填充以前存在于罐42中。當用飽和流體添充罐42時，保護氣體被液化。安放在輪船甲板上的罐優(yōu)選容納于用冷卻的惰性氣氛覆蓋層充滿的密封外殼中。存儲的飽和流體在存儲和運輸期間維持合適的溫度。
轉(zhuǎn)向圖2，提供了卸下/卸載循環(huán)方法流程圖，其中存儲在保存罐42中的飽和流體被分離成氣體流和回收溶劑流。飽和流體通過卸載集管45從罐42被投料到卸載泵52，在那兒它的壓力被升高到足以通過熱交換器54。在熱交換器54中，飽和流體的溫度被升高以獲得再氣化的最佳能量水平。再氣化的處理流隨后被輸送進分離塔56中，在那里壓力的降低使得溶劑恢復到液相并從氣體中分離。氣流離開分離塔56并通過出口集管58被輸送到存儲或管道裝置，而來自容器較低部位的溶劑通過壓力控制閥62返回存儲容器60中供再使用。
依據(jù)圖1和2中描述的系統(tǒng)和方法便于把天然氣吸收進液體或液體蒸汽介質(zhì)中用于存儲和運輸，以及分離氣體便于輸送到市場和保留溶劑以作為傳輸介質(zhì)供再使用。這個方法有利地提供了超過用CNG能獲得的天然氣和甲烷體積比，高于CNG操作的性能參數(shù)，并減少了LNG所需裝置比例密度。和對CNG或LNG進行處理和重構(gòu)以重新形成室溫下的壓力氣體相比，可以有利地在更低能量消耗下形成所存儲的飽和流體以及隨后用于傳輸?shù)闹貥?gòu)產(chǎn)物。而且，與CNG轉(zhuǎn)移中涉及的壓縮、去壓縮和降壓壓縮(drawdown-compression)相比，可以通過簡單的泵送有利的轉(zhuǎn)移存在于液體介質(zhì)中的天然氣或甲烷。本領(lǐng)域技術(shù)人員知道，這顯著改善了和當前工業(yè)方案中存儲、輸送冷卻CNG有關(guān)的經(jīng)濟成本。
和處理CNG相比費用的減少進一步涉及通過使用更輕、更高強度的材料進行容納所需成本上的減少，所述材料經(jīng)常本質(zhì)上是復合的或纖維增強的材料。本領(lǐng)域技術(shù)人員知道上面提出的較低操作壓力對較少量材料的影響將會進一步增加本發(fā)明經(jīng)濟上的可行性。
不象傳統(tǒng)方法(可見例如Teal美國專利第5,513,054號)，本發(fā)明的方法不是為了形成燃料混合物，而是為了天然氣(甲烷)的存儲和運輸，其中溶劑可被回收再用。混合物有利于在液相中或是在氣體混合物的液相包封中運輸介質(zhì)。
優(yōu)選按照所用每種吸收流體或溶劑的效率極限來確定方法條件。轉(zhuǎn)向圖3a-c、4a-c和5a-c，描述了甲烷(C1)在不同壓力和溫度條件下、以及乙烷(C2)、丙烷(C3)和丁烷(C)溶劑的不同飽和流體混合物濃度下的體積比。圖3a、3b和3c說明在選定的溶劑濃度和溫度條件下，在大約1200psi-大約2100psi的壓力范圍內(nèi)，甲烷(C1)的體積比在LNG的大約1/3-1/2范圍內(nèi)。如圖4a、4b和4c所述，在選定的溶劑濃度和壓力條件下，在大約-30到低于-60的溫度范圍內(nèi)，甲烷(C1)的體積比在LNG的大約1/3-1/2范圍內(nèi)。如圖5a、5b和5c所述，在選定的溫度和壓力條件下，在如下濃度下，甲烷(C1)的體積比在LNG的大約1/3-1/2范圍內(nèi)，所述濃度是乙烷(C2)在大約15摩爾％-大約25摩爾％范圍，丙烷(C2)在大約10摩爾％-大約30摩爾％范圍以及丁烷(C4)在大約10摩爾％-大約30摩爾％范圍。
相應的，本發(fā)明通過使用優(yōu)選不高于約2250psig，優(yōu)選在大約1200psig到大約2150psig范圍的壓力以及優(yōu)選在大約-20到大約-100范圍，更優(yōu)選不低于大約-80以及再優(yōu)選在大約-40到大約-80范圍的溫度，獲得了比CNG操作可獲得的更優(yōu)異的液體形式天然氣體積比，并因而獲得了規(guī)模經(jīng)濟。把天然氣或甲烷與溶劑，優(yōu)選液態(tài)乙烷、丙烷或丁烷或它們的組合，在下述濃度結(jié)合乙烷優(yōu)選在大約25摩爾％，優(yōu)選在大約15摩爾％-大約30摩爾％范圍；丙烷優(yōu)選在大約20摩爾％，優(yōu)選在大約15摩爾％-大約25摩爾％范圍；或丁烷優(yōu)選在大約15摩爾％，優(yōu)選在大約10摩爾％-大約30摩爾％范圍；或者乙烷、丙烷和/或丁烷的組合，或者丙烷和丁烷的組合，在大約10摩爾％-大約30摩爾％范圍。
下面提供了對于利用乙烷、丙烷或丁烷作為溶劑的存儲液體介質(zhì)的優(yōu)選的填充和存儲參數(shù)和相關(guān)的壓縮效果水平(純甲烷壓縮列于圓括號中)吸收的天然氣的體積比(對比壓縮天然氣)A.乙烷-25摩爾％1200psig-60276ft3/ft3(203ft3/ft3)1200psig-40226ft3/ft3(166ft3/ft3)1400psig-40253ft3/ft3(206ft3/ft3)1500psig-30242ft3/ft3(207ft3/ft3)B.丙烷-20摩爾％1200psig-40275ft3/ft3(166ft3/ft3)1200psig-30236ft3/ft3(153ft3/ft3)1400psig-40289ft3/ft3(206ft3/ft3)1500psig-30279ft3/ft3(207ft3/ft3)C.丁烷-15摩爾％1200psig-60269ft3/ft3(203ft3/ft3)1400psig-40294ft3/ft3(206ft3/ft3)1500psig-40301ft3/ft3(225ft3/ft3)如在上述A、B和C中的數(shù)據(jù)所示，在注明的適度壓力和溫度下存儲液體介質(zhì)的壓縮效果水平在所有情況下對于在2100psig和-60的CNG都具有競爭力。對于如下情況下的純甲烷而言，可以預期與A、B和C類似的壓縮比效果水平(1)在2100psig壓力范圍內(nèi)和-30到-20的溫度范圍內(nèi)；以及(2)在2500psig壓力范圍內(nèi)和-10到0的溫度范圍內(nèi)。
優(yōu)選采用針對從環(huán)境溫度向下到-100的低溫應用的復合材料容器和相互連接的軟管以及針對向下到-40的中溫應用的鋼容器，在液體介質(zhì)中存儲和運輸氣體。運輸方法是利用以濃縮的形式容納的天然氣通過傳統(tǒng)的公路、鐵路和輪船模式進行的。運輸容器可以是定制設計或者是打算用于陸地或海洋的現(xiàn)有形式的改造。存儲容器設計中趨向于使用已證明的非奇異裝備的材料規(guī)格。
存儲和運輸期間的冷卻可以是諸如級聯(lián)丙烷的現(xiàn)在能獲得的已有眾多商業(yè)系統(tǒng)的任何一個。本領(lǐng)域技術(shù)人員會意識到導致更有效的冷卻到更低溫度的這種設備的改進將會在本發(fā)明中獲得改進的壓縮性能。(參見圖3a-5c)。與CNG系統(tǒng)中預期的3000psig或更高的壓力相比，通過在僅僅1500psig的壓力開始，回收吸收液體所需的減壓和使天然氣重新蒸發(fā)的加熱趨向于需要最小的能量。這對加載和卸載時間也具有有益效果。
在前面的說明中，參照其具體實施方式
對本發(fā)明進行了描述。然而，顯而易見，在不脫離本發(fā)明廣泛的精神和范圍的情況下，可以對其進行各種調(diào)整和變化。例如，讀者應當知道這里描述的方法流程圖中顯示的方法操作的具體順序和結(jié)合僅是示意性的，除非另有陳述，并且可以使用不同的或附加的方法操作或者不同的結(jié)合或方法操作順序來實施本發(fā)明。作為另一個實施例，一個實施方式中的每個特征可以與別的實施方式顯示的別的特征進行混合和匹配。本領(lǐng)域普通技術(shù)人員公知的特征和方法可以根據(jù)期望進行類似的結(jié)合。另外顯而易見的是，可以根據(jù)期望增加或減少特征。相應的，除了根據(jù)所附的權(quán)利要求和它們的等同替代物之外，本發(fā)明并不受限。
權(quán)利要求
1.一種將天然氣和合適的溶劑混合以獲得適于運輸/存儲的液體的方法，包括以下步驟冷卻天然氣和溶劑到大約-80或其之上的溫度，把天然氣和溶劑結(jié)合成為天然氣和溶劑的液體介質(zhì)，以及在低于大約2150psig的壓力下壓縮液體介質(zhì)。
2.權(quán)利要求1的方法，其中冷卻步驟包括冷卻天然氣和溶劑到大約-60或其之上的溫度。
3.權(quán)利要求1的方法，其中壓縮步驟包括在低于大約1440psig的壓力下壓縮液體介質(zhì)
4.權(quán)利要求3的方法，其中冷卻步驟包括冷卻天然氣和溶劑到大約-60或其之上的溫度。
5.權(quán)利要求1的方法，其中冷卻步驟包括冷卻天然氣和溶劑到大約-40°--80范圍的溫度。
6.權(quán)利要求3的方法，其中冷卻步驟包括冷卻天然氣和溶劑到大約-40°--80范圍的溫度。
7.權(quán)利要求1的方法，其中壓縮步驟包括在大約1200psig-大約2150psig的壓力范圍內(nèi)壓縮液體介質(zhì)。
8.權(quán)利要求7的方法，其中冷卻步驟包括冷卻天然氣和溶劑到大約-60或其之上的溫度。
9.權(quán)利要求7的方法，其中冷卻步驟包括冷卻天然氣和溶劑到大約-40°-80范圍的溫度。
10.權(quán)利要求1的方法，其中溶劑是乙烷。
11.權(quán)利要求1的方法，其中溶劑是丙烷。
12.權(quán)利要求1的方法，其中溶劑是丁烷。
13.權(quán)利要求1的方法，其中天然氣是甲烷。
14.一種在液體介質(zhì)中容納天然氣的方法，包含步驟在不低于-80的溫度冷卻容納了天然氣的液體介質(zhì)，以及在不超過2150psig的壓力下壓縮液體介質(zhì)。
15.權(quán)利要求14的方法，其中液體介質(zhì)是乙烷。
16.權(quán)利要求14的方法，其中液體介質(zhì)是丙烷.
17.權(quán)利要求14的方法，其中液體介質(zhì)是丁烷。
18.權(quán)利要求14的方法，其中溫度不低于-60.
19.權(quán)利要求14的方法，其中壓力不超過1440psig.
20.權(quán)利要求18的方法，其中壓力不超過1440psig。
21.一種從存儲的溶劑中分離天然氣以使溶劑可再用的方法，包括以下步驟加熱天然氣和溶劑混合物以使天然氣和溶劑氣化，以及降低天然氣和溶劑混合物的壓力使溶劑返回到其液相.
22.權(quán)利要求21的方法，進一步包括在加熱和降低天然氣和溶劑混合物的壓力之前，保持天然氣和溶劑混合物的壓力為1440psig或更低、溫度為-60或其之上的步驟。
23.權(quán)利要求21的方法，進一步包括在加熱和降低天然氣和溶劑混合物的壓力之前，保持天然氣和溶劑混合物的壓力為1440psig或更低、溫度為-80或其之上的步驟。
24.權(quán)利要求21的方法，進一步包括在加熱和降低天然氣和溶劑混合物的壓力之前，保持天然氣和溶劑混合物的壓力為2150psig或更低、溫度為-60或其之上的步驟。
25.權(quán)利要求21的方法，進一步包括在加熱和降低天然氣和溶劑混合物的壓力之前，保持天然氣和溶劑混合物的壓力為2150psig或更低、溫度為-80或其之上的步驟。
26.權(quán)利要求21的方法，進一步包括存儲液相形式的溶劑供將來使用的步驟。
全文摘要
通過在液化介質(zhì)中吸收氣體，可以使天然氣或甲烷的大規(guī)模存儲更便利。提供了使得為了存儲和運輸而把天然氣或甲烷吸收進液體或液體蒸汽介質(zhì)和為了傳輸?shù)绞袌龆€原回氣體更為便利的系統(tǒng)和方法。在優(yōu)選實施方式中，利用了乙烷、丙烷和丁烷在適當溫度和壓力條件下的吸收性能，以更有效的壓縮體積比水平存儲天然氣或甲烷。優(yōu)選的混合方法用諸如液態(tài)乙烷、丙烷、丁烷或別的合適流體的溶劑介質(zhì)有效的結(jié)合天然氣或甲烷，形成了適于儲存和運輸?shù)臐饪s液體或液體蒸汽混合物。在卸載天然氣時，溶劑介質(zhì)優(yōu)選在傳輸容器中循環(huán)。
文檔編號F17C11/00GK101014801SQ200480043844
公開日2007年8月8日 申請日期2004年10月27日 優(yōu)先權(quán)日2004年8月26日
發(fā)明者I·莫里斯, P·A·阿紐, B·哈爾 申請人:西翁馬里泰姆公司