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通过在环境 温度下溶解于液 烃中运输 天然气

阅读：1034发布：2020-05-24

专利汇可以提供通过在环境温度下溶解于液烃中运输天然气专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且一种通过在环境温度下液化天然气来运输天然气的方法，该液化通过在高压下将该天然气与在环境温度和环境压力下为稳定液体的烃混合来实现。该烃液体可以是原油或原油馏出物。该方法包括：液化：在环境温度和高压下将该天然气与该烃液体混合以生成液体混合物，该液体混合物含有溶解于该烃液体中的该天然气；航运：使用海上油轮运输该液体混合物，在该运输过程中该液体混合物保持在环境温度和该高压下；以及再气化：在目的地，通过降低该液体混合物的压力从该液体混合物释放气体。该烃液体能够多次使用。，下面是通过在环境温度下溶解于液烃中运输天然气专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种运输天然气的方法，该方法包括：
提供烃液体，该烃液体在环境温度和环境压力下为稳定的液体；
在环境温度和高压下将该天然气与该烃液体混合以生成液体混合物，该液体混合物为含有溶解于该烃液体中的该天然气的液体；并且
使用海上油轮将该液体混合物从第一位置运输到第二位置，在该运输过程中该液体混合物保持在环境温度和该高压下。
2.如权利要求1所述的方法，其中该烃液体是原油。
3.如权利要求1所述的方法，其中该烃液体是原油馏出物。
4.如权利要求1所述的方法，其中该混合步骤将大于20体积的该天然气混合成一体积的该烃液体。
5.如权利要求1所述的方法，其中该高压高于1000psia。
6.如权利要求1所述的方法，进一步包括：在该混合步骤之前，处理该天然气，包括脱水和硫化氢脱除。
7.如权利要求1所述的方法，其中该混合步骤在该海上油轮中发生。
8.如权利要求1所述的方法，其中该混合步骤在缓冲储存罐中发生，其中该方法进一步包括将该液体混合物从该缓冲储存罐装载到该海上油轮。
9.如权利要求1所述的方法，其中该混合步骤包括：
在环境温度下将一定体积的该烃液体装载到混合罐中；并且
使该天然气在高压下渗透穿过来自该混合罐底部位置的该烃液体，并且使该混合物循环以防止气/烃液体分离。
10.如权利要求9所述的方法，其中该混合罐是该海上油轮或缓冲储存罐。
11.如权利要求1所述的方法，其中该混合步骤包括：
在环境温度下将该天然气压缩到混合罐中；并且
在高压下以液滴或薄雾形式将该烃液体泵入该混合罐中。
12.如权利要求11所述的方法，其中该混合罐是该海上油轮或缓冲储存罐。
13.如权利要求1所述的方法，其中在该混合步骤中，在给定压力、环境温度下溶解于该烃液体中的天然气的体积减少比例，要少于当同样的天然气被施加在同样的给定压力、同样的环境温度下时该天然气的体积减少比例。
14.一种运输天然气的方法，该方法包括：
使用海上油轮将液体混合物从第一位置运输到第二位置，该液体混合物为保持在环境温度和高压下的该天然气与烃液体的混合物，其中该烃液体在环境温度和环境压力下为稳定的液体，其中该液体混合物为含有溶解于该烃液体中的该天然气的液体，且其中该液体混合物在该运输期间保持在该环境温度和高压下；并且
在该第二位置，通过降低该液体混合物的压力从该液体混合物释放气体。
15.如权利要求14所述的方法，其中该高压高于1000psia。
16.如权利要求14所述的方法，其中该释放步骤包括脱气步骤，该脱气步骤包括：
经由管道系统将该液体混合物从该海上油轮引导到一个或多个油-气分离器，其中这些分离器处于环境温度以及顺序地低于该海上油轮中的压力的较低压力下，并且其中该液体混合物在这些分离器中分离成该气体和液体，该液体在环境压力和温度下为烃液体；并且
将该气体和该液体从该分离器管道输送出去。
17.如权利要求14所述的方法，进一步包括：在该运输步骤之前，将一定体积的水装载到该油轮中，其中该释放步骤包括脱气步骤，该脱气步骤包括：
从该油轮排放该水的部分或全部，其中该气体从该液体混合物分离进入通过排放该水而产生的气顶空间；并且
仅将该气体从该海上油轮管道输送出去，同时该气体不断地填充该气顶空间，从而最终将液烃留在该海上油轮中，该液体在环境压力和温度下为烃液体。
18.如权利要求14所述的方法，其中该释放步骤包括脱气步骤，该脱气步骤包括：
将水泵入这些油轮货舱的底部中，并且将该液体混合物从这些货舱中置换，同时保持这些货舱中的高压；并且
经由管道系统将该液体混合物从该油轮引导到一个或多个油-气分离器，其中这些分离器处于环境温度以及顺序地低于该海上油轮中的压力的较低压力下，并且其中该液体混合物在这些分离器中分离成气体和液体，该液体在环境压力和温度下为烃液体；并且将该气体和该液体从该分离器管道输送出去。
19.权利要求14所述的方法，其中在该液体混合物中，在给定压力下、环境温度下溶解于该烃液体中的天然气的体积减少比例，要少于当同样的天然气被施加在同样的给定压力、同样的环境温度下时该天然气的体积减少比例。

说明书全文

通过在环境温度下溶解于液 烃中运输 天然气

[0001] 本申请是申请日为2016年3月11日，申请号为201680015121.0，发明名称为“通过在环境温度下溶解于液烃中运输天然气”的分案申请。

技术领域

[0002] 本发明涉及天然气的运输，并且具体地，本发明涉及一种通过溶解于液烃中运输天然气的方法。

背景技术

[0003] 美国天然气的供应正在以所谓的非常规或“页岩气”生产的速率增长，从而最终保证美国天然气出口。目前美国不离岸出口天然气，尽管天然气的离岸出口是美国以外已建立的行业。2014年全球天然气生产的10％作为液化天然气 LNG经由海上运输被运输。诸如卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、尼日尼亚和澳大利亚的主要出口国家拥有生产量大大超过国内需求的大型天然气气田。经由海上运输的天然气进口市场主要地在日本、中国、南韩、印度和台湾地区。

[0004] 其中美国国内供应超过需求的情况开始出现。美国天然气生产和消费主导全球数据：在2014年，美国的生产和消费结算在全球总量的22％。仅有两个其他国家，中国和俄罗斯，占全球生产或消费的5％以上。因此，美国天然气供应过度的情况潜在地为国际天然气市场增加大量资源。

[0005] 因此，美国天然气的离岸海上运输正在由美国工业和政府承担。因此，提高美国天然气海上运输的经济效率是重要的工作。本发明有助于这项工作。

[0006] 天然气的岸上运输几乎仅通过管道进行。然而，由于管道和设施材料以及安装成本过高，天然气不通过管道运输横跨广阔的水域。因此，天然气的越洋出口仅通过海上船舶以离散装运进行。

[0007] 管道运输包括使气体以连续流从高压起点流到较低压的销售点。在陆上，使连续流流过管道比通过油罐卡车或铁路以离散装运运输气体显著地更具成本效益。

[0008] 与天然气相比，离散运输(海上船舶、铁路或油罐卡车)更适合于烃液体，因为单位体积的液烃(诸如原油、汽油、柴油或煤油)含有比天然气显著更大的能量。举例说明，在大气压力和环境温度下，1立方英尺原油中含有如 1000立方英尺天然气中所含有的类似热值。因此，在环境条件下，必须进行 1000次天然气的离散装运以运输如1次类似的原油装运的等效能量。

[0009] 因此，天然气的可行离散航运要求给定的气体热值比环境条件下的体积要小得多-它的密度必须增加。这目前在环境压力下通过以下方式商业上完成：将气体的温度充分降低以使它变成液体，或者用足够的压力在环境温度下压缩气体使得它尽管保持气态形式但占据显著更小的体积。这些是目前分别用于生产液化天然气–LNG和压缩天然气-CNG以用于天然气离散运输的两种基本物理方法。

[0010] 目前，LNG是海上运输天然气的商业上可行的方法。尽管过去50年来已有大量建议的项目，但CNG迄今为止尚未成为商业上可行的海上运输选择。

发明内容

[0011] 本发明提供用于离岸运输天然气的两个主要概念LNG和CNG的替代方案。

[0012] 该替代方法是在环境温度下液化天然气，这通过将在高压下的天然气与在环境温度和环境压力下为液体的烃混合物混合来实现。原油是在环境条件下为液体的最普遍的并且也许是最适当的烃混合物。然而，其他足够胜任的烃混合物可包括在环境条件下为液体的原油蒸馏产物。

[0013] 根据本发明的实施例，将有待运输的天然气与烃液体原料在环境温度和超过大气压的压力下混合，对此气相通过天然的和熟知的烃气-液相平衡现象变为液相。由于气体“溶解”于原油液体中(借用自历史上最广泛研究天然气-原油相平衡的石油工程规范词典)，所以混合的运输液态被适当地命名为溶解天然气或DNG。

[0014] 与有待运输的天然气混合的烃液体在本申请的其余部分中将被称为液烃“LH”。LH在环境温度和压力下是液体。LH的实例包括任何原油和在环境条件下为液体的原油的任何蒸馏衍生物，诸如汽油、煤油、喷气燃料、柴油、燃料油或用于在油气井钻井行业中配制非水性钻井液的液体。

[0015] DNG是包含与有待运输的、液化天然气混合的LH的液体。DNG在环境温度和升高的压力下存在并运输。相对于当前的海上船舶压力额定值，可行的 DNG压力很高-它们可接近3500psig。因此，需要新的海上船舶设计和构造来安全运输高压液体以实现DNG的可行性。

[0016] 通过将升高的压力释放到环境压力，液化天然气在环境温度下在运输目的点再气化。

[0017] DNG方法基本上不同于LNG和CNG两个主要的海上运输概念。LNG是通过在大气压力和低温下液化天然气得到的液体。CNG是通过在升高的压力和环境温度下压缩天然气得到的气体。DNG是通过在升高的压力和环境温度下将天然气溶解于LH中得到的液体。

[0018] DNG方法与两个主要概念的不同之处还在于再气化的DNG气体不一定是液化的相同气体。与LH混合改变天然气组成，该改变的程度取决于单独的 LH和天然气组成。在目的地港口分配的LNG和CNG气体与进入海上船舶的 LNG和CNG气体相同-LNG和CNG方法不会改变运输的天然气组成。

[0019] 尽管LNG占据比DNG显著更小(大约1/3)的体积，但根据本发明实施例的方法具有超过LNG方法的潜在显著的成本优势，因为它在环境温度下发生，因此不需要低温和制冷设备和电力。

[0020] DNG还将不需要像LNG那样广泛处理天然气，即，除去酸性气体二氧化碳和硫化氢，除去氮和汞，并且脱水。这种事先的LNG处理是满足产品规格、避免腐蚀和避免设备堵塞所必要的，因为二氧化碳和水在低温液化过程中会冻结成固体，这可能导致堵塞和相关的安全隐患以及设备损坏。DNG方法可能需要脱水和除去硫化氢以使腐蚀最小化，但其他处理过程也许不是必要的。

[0021] DNG将不需要LNG所必要的烃分馏。对于LNG而言，比丙烷重的烃馏分必须显著减少，因为它们的凝固点高于甲烷、乙烷或丙烷的液化温度。在 LNG方法期间必须避免形成固体冷冻烃，以避免堵塞和相关的安全隐患以及设备损坏。

[0022] 天然气处理和分馏所需的设备和工艺占LNG项目总资本和运营成本的很大一部分，大约10％。

[0023] 未加工的天然气的所有组分(包括杂质)均可溶于LH中。因此，DNG 方法将不需要处理或分馏以及相关的设备。

[0024] 油田作业标准的相对低成本压缩设备可用于在装货港口制备DNG，并且也是油田作业标准的相对低成本分离设备可用于在目的地港口的再气化。

[0025] 本发明在体积减小方面类似于CNG方法，然而根本上不同之处在于CNG 是气体，而DNG是液体。预计如果DNG与CNG在商业上进行区分，则主要是因为DNG是液体。如果液体航运容器能力(特别是大型高压海上船舶的成本有效的构造)的技术和安全发展取得进步，并且如果这些船舶在液体运输中提供超过气体运输的技术、安全、环境和经济优势，则DNG方法可实现比 CNG更高的商业性。

[0026] 可实施两种DNG运输模式。第一，可将LH货物与有待运输的天然气混合，在装货港口形成DNG，其中这种LH货物用于多个DNG越洋行程。每个行程期间溶解于LH中的天然气可再气化以便在目的地港口分配。LH可留在船上，有待运回到装货港口以与另一批用于越洋运输的天然气混合。原油可随时以市价销售。

[0027] 可替代地，LH可在首次到达时在目的地港口与再气化的天然气一起被释放并销售，并且将不会用于多个行程。然后，船可空着返回到装货港口，接纳新的LH货物，该新的LH货物随后可与一批用于越洋运输的天然气混合。

[0028] 本发明的另外的特征和优势将在随后的说明中阐述，并且部分的特征和优势将是通过说明显而易见的，或可通过实践本发明来领会。本发明的目的和其他优势将通过在书面说明和其权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现并达到。

[0029] 为了实现这些和其他优势并且根据本发明的目的，如体现并广泛描述的，本发明提供一种运输天然气的方法，该方法包括：在环境温度和环境压力下提供烃液体，并且在环境温度和高压下将天然气与烃液体混合以生成液体混合物，液体混合物含有溶解于烃液体中的天然气；使用海上油轮将液体混合物从第一位置运输到第二位置，其中液体混合物保持在环境温度和高压下；并且在第二位置，通过降低液体混合物的压力从液体混合物释放气体。

[0030] 应当理解，上述的总体说明和以下详细说明两者均是示例性和解释性的，并且意图提供所要求保护的本发明的另外解释。

附图说明

[0031] 图1示意性地示出根据本发明的实施例在DNG油轮中混合天然气和LH 的过程和设备。

[0032] 图2示意性地示出根据本发明的另一实施例，在岸上的混合设施中混合天然气和LH并且随后将DNG液体装载到DNG油轮的过程和设备。

[0033] 图3示意性地示出根据本发明的实施例通过在岸上分离来再气化天然气的过程和设备。

[0034] 图4示意性地示出根据本发明的另一实施例在DNG油轮中再气化天然气的过程和设备。

具体实施方式

[0035] 本发明的实施例使用任何天然气的基本物理性质-在任何温度下，它可以与任何LH处于气-液相平衡。

[0036] 即，当例如在环境温度下将一定体积的任何天然气与任何LH混合并且充分加压时，天然气变成液体，即LH的组分。随着气相变成液体，发生LH体积的“膨胀”。虽然LH已膨胀，但它在环境温度下不含有游离气相-它是100％液体。

[0037] 在足够的进一步加压情况下，并且关键地是在环境温度下，与LH混合的另外体积的天然气也将变成液体。将气体继续加入LH并且增加压力将最终导致混合物变成气体。然而，由于LH和天然气的组成是已知的，所以可以可靠地预测和避免这一气化点，并且很好地理解并且可靠地预测相平衡现象。

[0038] 原油-天然气的通用承载介质

[0039] 技术和经济上最佳的LH是原油，因为相对于LH替代品，即原油的蒸馏产物，原油的成本低并且流行。加工的原油馏出物比原油更贵并且在地理上不太普遍，因为它们必须来自炼油厂，并且实际上因为它们一般已建立专门的市场。

[0040] 原油是在环境条件下为液体的天然存在的烃混合物，其起源于驻留在地下储层中的称为石油的流体。石油由古代有机物质在升高的压力和温度下形成，通过称为成岩作用和开裂的自然过程，发生在以地质时期测量的时期。

[0041] 在石油工程词典中，天然气被认为是在原油中“可溶的”。在升高的压力情况下，它“溶解”或液化到原油中。这种“可溶性”是石油工程规范中经过深入研究的现象。

[0042] 天然气和原油是普遍可溶的，无论两者之中任一个的组成或地下来源。来自任何气田的任何组成的任何天然气均可溶于来自任何油田的任何原油中。在德克萨斯州生产的天然气可溶于沙特阿拉伯生产的原油中。这是真实的，尽管事实上没有两种相同的原油组成。每种原油像指纹一样独特，但均可以与任何天然气处于相平衡。

[0043] 所有原油和天然气共享烃组分。天然气主要是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及较少量的己烷和庚烷。所有天然气包含至少甲烷和通常部分但不一定全部的其他烃乙烷-庚烷。根据分子量分级，较小(轻)至较大(重)，甲烷是“最轻的”组分，并且庚烷通常是天然气中“最重的”组分。

[0044] 所有原油均含有这些少量主要气态组分的部分或全部，以及更多的较重的烃组分。

[0045] 这些组分中的每一种均实现气/液相平衡，无论它们在天然气或混合的原油中的相对量。

[0046] 天然气的全部组分不需要存在于有待液化的原油或一般的LH中。例如，包含不含有甲烷的原油的LH，仍可液化为纯甲烷的天然气。类似地，甲烷气体可在不含有甲烷的汽油中液化。

[0047] 事实上，天然气可溶于任何液烃或非烃的任何液体中。然而，当液体是 LH时，在给定的升高的压力下可溶解的天然气的质量最大。

[0048] 天然气杂质(即非烃组分，其中最常见的是氮气、二氧化碳和硫化氢)也通常存在于原油中，并且因此天然气中可观浓度的这些杂质也可以溶解于原油中。

[0049] 因此，原油以及在环境温度和压力下为稳定液烃的任何原油馏出物(诸如汽油、煤油、喷气燃料、柴油或燃料油)为天然气提供最大的DNG存储容量，并且重要地是普遍的可用存储介质。

[0050] 原油和天然气分类

[0051] 石油在升高的温度和压力下在地下储层中以六种一般形式出现：

[0052] ·重油

[0053] ·黑油

[0054] ·挥发油

[0055] ·反凝析气

[0056] ·湿气

[0057] ·干气

[0058] 如在本申请中引用的“原油”定义为在环境压力和温度下稳定的液烃，由石油进行标准油田分离过程产生。如在本申请中引用的原油并非由生成诸如汽油、煤油、喷气燃料、柴油、燃料油或非水性钻井液等产物的蒸馏过程产生。

[0059] 在以上列出的六种类型的石油中，前五种在施用标准油田分离过程后，产生在环境温度和压力下为稳定液体的烃液体。

[0060] 如所暗示的，干气在环境温度和压力下仅产生烃气体，没有烃液体，并且因此不能用作LH。

[0061] 黑油是世界上最常见的原油。与黑油相比，重油包含较高比例的高分子量烃，并且占显著份额的全球原油资源。重油在诸如加拿大和委内瑞拉的国家中流行。与黑油相比，挥发油包含较高比例的低分子量烃。挥发油和黑油出现在世界许多地区，特别是在美国的“页岩油”储层。

[0062] 反凝析气和湿气主要是地下储层中的气体，但在环境条件下产生称为冷凝物的稳定液体。在世界许多地区，特别是在美国的页岩油储层中，冷凝物由反凝析气和湿气生成。

[0063] 重油、黑油、挥发油或冷凝物构成如在本申请中引用的“原油”。原油也可包含任何这些液体的混合物。

[0064] 上文引用的基本油田分离过程是常见的，标准油田相分离过程是通过将地下流体经由井带到地面实现的，其条件是温度和压力总是比地下储层的低。

[0065] 随着重油、黑油或挥发油向井上流动，温度和压力的降低导致烃气体被释放。这种气体被称为“伴生气”。反凝析气或湿气在井中流到地面时的温度和压力的降低导致冷凝物从气体中析出。

[0066] 一旦在地面上，则流体被引导通过称为分离器的大型容器。分离器降低流动的气体和液体混合物的速度，使得任何原油-重油、黑油、挥发油或冷凝物- 通过浮力下降到容器底部，以在环境温度和压力下被引导到储存罐或另一个分离器。气体-反凝析气、湿气、干气或伴生气-在分离器顶部排放，以被引导到高压气体管道用于销售。油田分离通常包括多于一个分离器，每个分离器连续地获取上游分离器的液烃以逐渐降低压力和温度。

[0067] 干气、反凝析气、湿气或伴生气构成有待通过本申请中描述的方法运输的“天然气”。

[0068] DNG体积减小

[0069] 相对于LNG方法，理论上通过DNG方法实现的体积减小较少，但与 CNG方法相当。

[0070] LNG方法通过在环境压力下的低温液化实现气体体积的大约600倍的减小。即，600标准立方英尺(在特定的压力和温度环境条件下的体积被称为标准立方英尺或scf)的处理的分馏天然气在液化后可减小到1立方英尺(ft3) 的液体体积。这种减小量应当被称为“压缩比”。LNG具有600scf/ft3的压缩比。

[0071] 环境温度CNG压缩比体积取决于压力和气体组成。环境温度DNG压缩比取决于压力以及天然气和LH两者的组成。

[0072] 下表(表II至表IV)示出与在-260°F和大气压力下LNG实现的大约600 倍减小相比，在70F和1000、2000以及3000psia下的各种天然气以及原油 LH的LNG、CNG和DNG压缩比。原油LH类型包括衍生自重油、黑油和挥发油的那些。

[0073] 表中没有呈现出冷凝物的压缩比，因为它们与挥发油非常类似。

[0074] 这里评估的原油LH类型通过API比重来表征。API比重是原油密度的指数-指数越高，密度越低。表I示出选择为LH实例的原油类型的API比重。

[0075] 表I

[0076]原油类型 °API比重
重油 25
黑油 35
挥发油 50

[0077] API比重也是分子量的指标。API比重越高，分子量越低。

[0078] 这里评估的天然气通过“气体比重”来表征，气体比重是天然气的分子量与空气的分子量的比率。

[0079] 评估的天然气在具有0.57气体比重的最轻天然气甲烷至具有0.85气体比重的重天然气范围内。

[0080] 通过在石油工程规范中开发的状态方程式模型(SRK)来估计表II至表 IV中的DNG压缩比。

[0081] 表II

[0082]

[0083] 表III

[0084]

[0085] 表IV

[0086]

[0087] 表II至表IV表明，DNG LH最有效的原油类型是挥发油，因为它具有最高的压缩比。这是因为挥发油的密度低于较低API比重的黑油或重油，因此具有较高比例的较轻烃组分。
这种较高浓度的较轻组分允许更大质量的主要由相同较轻组分组成的天然气建立气-液相平衡。例如，在70°F和3000psia下，接收0.75比重天然气的50°API挥发性原油LH将具有
223scf/ft3的DNG压缩比。

[0088] 在含有100万桶货物体积或560万立方英尺的油轮中，223scf/ft3的压缩比导致在油轮中运输的天然气为12亿标准立方英尺，或在典型的500万立方英尺LNG油轮中的典型30亿标准立方英尺LNG油轮货物的40％。

[0089] 注意挥发油在3000psig和0.85气体比重下的“气体”指示。这表明DNG 混合物在3000psig下不能保持液体，而是将变成气体。显然，这是不希望的，因为DNG意图是液体的，并且因此在70°F下，对于含有50°API挥发性原油LH和0.75比重天然气的混合物应当避免这个压力。液体变成气体的压力是“临界点压力”。这个现象在后面的部分进一步讨论。

[0090] 表V中用汽油的估计值示出包含原油蒸馏产物的LH的DNG压缩比，汽油是原油蒸馏产物中最轻的并且因此具有最高的压缩比。

[0091] 表V

[0092]

[0093] 使用含有68种烃组分的状态方程模型以及使用SRK模型，输入汽油的计算API 58°来估计表V中的汽油压缩比。两种模型之间达到良好的一致性，从而验证了SRK模型的效力。

[0094] 注意，DNG在3000psig以及0.75和0.85气体比重下不能保持液体。 3000psig超过与这两种天然气混合的汽油的临界点压力。

[0095] LH膨胀系数

[0096] 如先前提到，LH将在天然气溶解于其中后膨胀(expand)或“膨胀 (swell)”。LH膨胀系数取决于油和天然气组成，以及压力和温度。

[0097] 在表II至表V中考虑的LH和天然气组合的膨胀系数呈现在表VI至表 VIII中。用SRK模型估计这些值。

[0098] 例如表VI表明，对于50°API挥发性原油LH，在70°F和3000psia下接收0.75比重天然气将导致膨胀系数为2.5。即，当在70°F和3000psia下将 557标准立方英尺(2.5×223)的0.75比重天然气溶解到其中时，1立方英尺的50°API原油将膨胀到2.5立方英尺。

[0099] 2.5立方英尺的膨胀原油不是含气的或起泡的液体。其中不存在游离气相。它是100％液体。

[0100] 因此，如果50°API原油是LH，则在与有待运输的0.75比重天然气混合之前，DNG海上运输船舶的货舱最初可仅填充40％(1/2.5)的LH。在70°F 和3000psia下将0.75比重气体和50°API原油混合后，由于膨胀，货舱可 100％充满DNG。

[0101] 因此，在与天然气混合之前，包含单独LH的货舱体积的比例等于膨胀系数的倒数。

[0102] 表VI

[0103]

[0104] 表VII

[0105]

[0106] 表VIII

[0107]

[0108]

[0109] DNG临界点压力

[0110] 如先前提到，在增加的压力和环境温度下，向LH中增加天然气的加入将最终导致混合物变成100％气体而不是100％液体。发生这种情况的压力称为混合物的临界点压力。临界点压力取决于LH和天然气的组成。临界点压力是DNG可行的最大压力。

[0111] 表IX提供了表II至表V中呈现的LH和天然气混合物的估计临界点压力。使用SRK模型估计这些值。

[0112] 对于先前考虑的LH和天然气混合物，对应于这些临界点压力的相应估计压缩比和膨胀系数在表X和表XI中呈现。这些压缩比接近DNG可达到的最大值。这些压缩比只能在DNG油轮货舱能够容纳表IX中的临界点压力的情况下实现。

[0113] 表IX

[0114]

[0115] 表X

[0116]

[0117] 表XI

[0118]

[0119] 上表中的结果总结于表XII中，其中呈现了“实用”DNG压力和70F的压缩比和膨胀系数。这里，假设“实用”DNG压力为3000psia或更低。这种压力的基础是假设3000psia可代表可行的大型DNG油轮的货舱压力的上限。

[0120] 表XII

[0121]

[0122] 天然气和LH组成的变化

[0123] 当天然气在升高的压力下溶解于LH中，并且然后由于释放该升高的压力而从LH溶出时，天然气含有原始天然气中不存在的从LH获得的烃质量。例如，如果原始天然气是纯甲烷，并且LH是原油，则释放的天然气将含有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷和庚烷。通过其分子量的精确计量，本实例中的气体变得显著“较重”。

[0124] 释放的天然气的组成取决于原始天然气的组成、LH的组成、DNG液体混合物的压力，以及在从DNG液体混合物释放气体期间再气化设施所需的压力和温度的条件。组成变化可如上述甲烷/原油实例中那样显著，或者在含有许多或全部烃组分的原始天然气的情况下，该组成变化可能是细微的并且甚至太小而不能测量。

[0125] 当天然气组成变化时，LH的组成也变化-由天然气获得的任何组分均由 LH失去。该变化可如在甲烷/原油实例中那样显著，对此原油将失去它的一些乙烷至庚烷组分。原油由于它的分子量已增加而变得“较重”，因为它在它的较轻组分耗尽之后含有较高比例的较重组分。

[0126] 天然气组成变化的实际影响难以预测。如果它含有较重的烃组分，则气体的价值可能会增加。然而，如果目的地市场仅接受较轻的天然气，并且没有配备将较重组分分离出来用于销售，则释放的气体的价值可能会减少。

[0127] LH组成变化的实际影响是由于它变得更重，它的API比重减小，并且因此DNG压缩比降低。例如，挥发油可在多次装运中趋向于黑油的组成，并且上表II至表IV表明压缩比因此而降低。压缩比的这种降低是不可避免的，并且只能通过用更高API比重LH的新鲜供给替换LH来减轻。

[0128] DNG方法

[0129] 根据本发明的实施例，在环境温度下通过溶解于液烃中运输天然气的方法通常包括液化、航运和再气化天然气的步骤。这些步骤如下所述；然而，本领域普通技术人员将理解，除了下面描述的具体过程和设备之外，这些步骤中的部分或全部可通过其他手段来实施，包括将来可开发的手段。

[0130] 步骤S1：将有待离岸运输的天然气管道输送到装货港口。

[0131] 步骤S2：将LH管道输送或航运到同一个港口，并且转移到DNG油轮或岸上混合罐设施。如果DNG油轮从先前的DNG运输行程返回，则LH将驻留在油轮中。

[0132] 步骤S3(任选的)：可在与LH混合之前在装货港口通过脱水和除去硫化氢来处理天然气。油轮也可针对硫化氢使用腐蚀保护。

[0133] 步骤S4：在环境温度和高压下将天然气和LH混合。通过气体和原油的特性和希望的压缩比以及设施的压力限制来确定压力。在优选实施例中，高压在500-3500范围内，并且更优选地，在1000-3000范围内。可以实现的压缩比通常在20至300范围内。可在DNG油轮(图1)中或在岸上混合罐设施 (图2)中发生混合过程。

[0134] 如果在DNG油轮中发生混合，则油轮将部分地装载LH。LH的部分装载是适应在上面一节中描述的LH膨胀所必要的。在这种替代方案下，天然气必须首先被储存在缓冲储存罐中，然后再管道输送并压缩到DNG油轮中。气体缓冲罐储存容积和储存罐中气体驻留持续时间将取决于DNG油轮的数量和运输持续时间。这种缓冲储存允许天然气连续流进入装货港口，而所有油轮均在海上。

[0135] 油轮的数量可足以不需要缓冲储存，即，天然气连续地装载到油轮上。然而，可能的是，用于连续装载所必要的油轮数量将不是成本有效的。

[0136] 如果混合在岸上设施中发生，则DNG将驻留在混合设施中，等待装载到油轮上。混合设施的体积和数量以及设施中DNG驻留持续时间将取决于DNG 油轮的数量和运输持续时间。在混合设施中的这种缓冲储存允许天然气连续流进入装货港口，而所有油轮均在海上。。可替代地，DNG可驻留在与混合设施分开的缓冲储存器中。

[0137] 混合过程可以是多种方法中的一种，包括：

[0138] 将气体压缩到LH中，使得气体可以以最少量的时间和成本溶解到 LH中。这可例如通过使气体渗透穿过来自混合罐或DNG油轮底部的LH来实现。气体将溶解于LH中的时间取决于从气体到液体的相变通量速率以及通量的表面积。考虑到大量变量，难以预测动态系统中的溶解速率。然而，气体的气泡的通量面积明显最大化。另外，可能的是气泡将需要循环以防止浮力分离。分离的气体在合理的时间内将不会溶解。

[0139] 在所希望的压力和环境温度下将气体压缩到储备罐(混合罐)中，并且然后以液滴或薄雾形式将LH 泵入储备罐中。这种方法可能是效率低下的，因为尽管LH的雾化产生了大的通量面积，但薄雾的不充分循环会使大量的气体未暴露于LH，从而留下将不会液化的相当可能的大量气体。

[0140] 步骤S5：一旦DNG油轮装满了高压DNG液体，它将航行到目的地港口。

[0141] 步骤S6：在抵达目的地港口时，DNG油轮连接到再气化设施，在那里天然气从DNG释放。

[0142] DNG再气化设施可类似于典型油田的生产分离设施，因为事实上到达的 DNG油轮的货舱可类似于地下原油储层。即，两者最初均可处于高压下的单相液态。

[0143] DNG再气化可遵循标准原油生产和分离过程。地下储层中的原油由于储层中的高压而流入油井，并且由于通过将地面井口处的阀门打开而引起的压力梯度而进入低压系统。油沿着井向上行进到地面，在随着其压力不断降低的路径中释放天然气。在到达地面时，混合的油和天然气流穿过用于控制流速的节流阀。然后将该流管道输送到油-气分离器，该油-气分离器是通过其相对于管道的大直径提供流速度显著降低的容器。这允许天然气由于浮力而与容器中的液体原油分离。气体从分离器的顶部管道输送到测量气体体积的孔型计量器。然后将气体管道输送到销售点。将液体油相从分离器的底部排出到“储罐”，在那里油体积被测量。然后通过管道、卡车或铁路将原油运输到炼油厂。

[0144] 随着针对原油持续除去的储层压力耗尽，来自储层的流速持续下降。天然气可在储层中放出，并且将减缓压力下降，并且因此流速在一定程度上下降。

[0145] DNG再气化设施(图3)可类似于油田生产和分离设施，并且可由相关领域的技术人员在不经过过度实验的情况下实施。这种DNG再气化设施可不需要超过常规油田设施的技术复杂程度或设备成本。例如，标准油田生产加工设备的压力等级对于估计的DNG压力(3000psig)是足够的。DNG货舱可连接到装有阀门(类似于井口)、节流阀和油-气分离器的管道系统(类似于油井)。可打开最初关闭的阀门以允许DNG液体由于货舱中的高DNG压力而从货舱中流出，并且由于通过将阀门打开而引起的压力梯度而进入可包括一个或多个分离器容器的较低压力分离器系统。可调整节流阀以控制进入分离器系统的流速，以实现有效分离的最佳速率。可将气体分离、测量并且管道输送到销售点。LH可从分离器排出并且管道输送到储罐。

[0146] 如在地下储层中，由于货舱中的压力消耗，随着DNG被除去，天然气将从货舱中的LH放出。放出的气体将在一定程度上保持货舱中的压力，从而减少压力消耗并且流速在一定程度上下降。

[0147] DNG油轮的环境温度可能显著低于地下储层的温度，并且这可在再气化过程中存在气体水合物形成的风险增加。因此可需要管线加热器来保持气体温度高于水合物温度。水合物形成的最大风险将在节流阀处，在那里气体膨胀冷却效应最大。

[0148] 这个过程可能会持续直到货舱的压力降低到大气压力，此时来自船的流动将停止。LH和天然气两者的残余体积将保留在货舱中。可用惰性气体将天然气置换到火炬系统并燃烧，从而减轻货舱中的燃烧风险。然后可将岸上油罐中的卸货部分LH管道输送回到船的货舱，在那里剩余和返回的LH体积的总和可被测量。

[0149] 与地下储层类似物一样，随着DNG压力在货舱中耗减，卸载DNG的流速将减小，并且因此将导致延长的卸载和再气化持续时间。希望再气化持续时间的效率保持总体天然气输送速率，这对项目经济性有显著影响。这种可减轻卸载速率下降的再气化过程的变化可包括将水泵入DNG货舱的底部，使得货舱中的压力保持在DNG压力。在DNG压力下，水将完全置换DNG货物。卸载方法的这种变化将导致卸载速率由水泵速率控制，没有速率下降。这种变化还将导致在货舱中没有天然气放出，从而使燃烧风险最小化。当水充满货舱时，当然必须通过某种手段来维持船浮力。

[0150] 可替代地，可设计卸料过程，其中仅再气化的天然气而不是如上所述的 DNG从油轮流出(图4)。因此，这种替代方案将仅需要天然气生产设施，而不是上述替代方案所需的油和天然气生产和分离设施。因此，仅气体的再气化设施可不太复杂并且成本较低。这种仅天然气卸料是可能的，例如，如果在装货港口，在混合天然气之前(或者如果混合发生在岸上，则在将DNG装入油轮之前)，在货舱中的LH中包含一定体积的水。在装载DNG后，然后船货舱将含有水和DNG的加压两相系统。由于DNG和水是不混溶的，因此两个相将保持分离而不混合，并且其中由于浮力，水完全驻留在LH下面而在货舱底部上。

[0151] 当到达卸货港口后，位于货舱DNG-水界面下方的船上的排放管道连接可连接到卸料设施，该卸料设施简单地由装有阀门、节流阀和储水罐的管道系统组成。然后，水的排放将从打开阀门开始，并且流速由节流阀控制。水将被管道输送到储水罐。当大部分水已排出时，阀门将被关闭，并且排水停止。

[0152] 排放水从货舱释放压力，并且允许天然气从DNG溶出。气体将在DNG 的顶部形成“盖顶”，并且然后可以通过节流阀控制它的流速、通过孔型计量器测量它的体积从货舱顶部管道输送出并且到达销售点。一旦气体从货舱流出，压力进一步释放，从而允许更多的气体溶出并且进入气顶。气体生产过程可包括在节流阀附近的管线加热器，以防止气体中的水合物形成，因为由于在节流阀处的膨胀冷却，从DNG释放的环境温度气体将具有被冷却到低于水合物形成温度的倾向。

[0153] 最终，所有气体均将从DNG释放并且被管道输送销售，并且LH体积将保持不变。然后，水将被管道输送回到货舱，在那里它将被倾倒入LH，沉降到货舱的底部，以便在下一次DNG装载过程中处于适当位置。

[0154] 这种仅气体的替代卸载方法具有与上述第一种方法相同的消耗速率的缺点，因为来自货舱的天然气流速随着货舱中的DNG压力消耗而减小。减小速率延长了再气化的持续时间。

[0155] 步骤S7：在任何卸料替代方案下，可测量分离的LH和气体的组成。可在卸货过程中测量气体组成以确定它的市场销售价值(因为组成将与管道输送到卸货港口的天然气组成不同)，并且如上一节所讨论液化成DNG。可测量 LH的组成以确定它的DNG能力，即，DNG压缩比，因为由于API比重减小，压缩比随着每次DNG装运而减小。如果压缩比不足，则LH可被管道输送到储罐，在那里它可等待运输到炼油厂用于销售。

[0156] 步骤S8：DNG油轮在它的货舱内有或没有LH的情况下航行到港口装载新鲜LH，或返回天然气装货港口以装载另一批DNG装运物。

[0157] 如以上所暗示的，LH在运输多批DNG装运物时逐渐耗尽它的较轻组分，并且最终将可能需要用新鲜的LH供给来替换，因为这将降低它的DNG 压缩比能力。可销售耗尽的LH体积以支付新鲜体积的成本，然而必然会造成经济损失，因为耗尽的LH将具有比新购的新鲜原油更低的市场销售价。这种损失将是与DNG方法相关的常规运营成本。

[0158] 美国原油和天然气出口管理影响

[0159] 控制原油和天然气出口的美国联邦法规将对DNG、LNG和CNG的可行性具有重大影响。

[0160] 在2014年，美国是世界上最大的石油生产国和消费国，其中具有13％的全球生产份额和20％的消费份额。虽然是净原油进口国，但由于炼油和管道能力不足，美国原油生产量的增长是停滞的。

[0161] 美国原油出口受1975年“能源政策和保护法”第103节的管控。美国商务部管控原油出口管理机构，工业和安全局于2014年12月阐明出口政策。现行法规(EAR 754.2)规定，原油需要出口许可证，“...定义为在地下储层中以液相存在，并且在穿过地面分离设施后在大气压力下保持液体且没有通过原油蒸馏塔进行加工的烃混合物。包括重组原油，并且出租从柏油砂、吉尔森石 (gilsonate)和油页岩中产生的冷凝物和液烃。还包括滴落气体，但排除拔顶原油、残油以及其他成品油和未完成的油。”

[0162] 出口许可证已授予诸如阿拉斯加北坡和库克湾的油以及加利福尼亚重油等的原油。根据该法案，还没有出口许可证以其他方式授予在美国生产的大部分原油。

[0163] 2015年12月18日，美国国会废止了该法案的第103节。因此，美国原油出口目前不需要出口许可证，并且不受任何美国法律以其他方式禁止。废止后，美国港口首批国际原油出口装运发生在2015年12月31日。

[0164] 包括LNG和CNG的任何天然气均需要美国出口许可证。1938年天然气法禁止出口或进口天然气，而不经美国能源部(DOE)的批准，以及联邦能源管理委员会(FERC)的设施环境影响评审。自2010年起，DOE已收到35份出口许可申请，并且9份已获得批准，6份是有条件的。预计第一批LNG出口将在2016年发生。

[0165] 具有为原油馏出物(诸如汽油、煤油、喷气燃料、柴油或燃料油)的LH 的DNG将肯定不会被禁止出口，因为事实上原油蒸馏产品是美国主要的出口商品。在2014年，美国是原油产品的最大精炼者，其中具有20％的全球份额，并且其中四分之一是出口的。尽管历史上没有出口原油，但由于它的原油蒸馏产品出口，因此美国是领先的液烃出口国，占全球份额的7％。

[0166] 因此，为原油或原油馏出物的LH本身将不会被法律禁止出口。然而，假设他们具有在此之上的权限，那么对于DNG的天然气组分来说，禁止DOE 和FERC许可证颁发的法规将如何适用于DNG出口是不确定的。如果DNG 被法律视为原油或原油馏出物，则DNG不会被禁止出口。

[0167] 经济可行性

[0168] 与CNG比较

[0169] CNG的海上运输第一次并且最后一次在1965年完成，使用一艘拥有1.3 MMscf天然气载货能力的船。由于天然气价格低，该项目在发布后不久就被放弃。

[0170] 自从该第一次CNG投资以来，迄今为止，由于没有CNG项目遵循，所以明确的海上CNG运输经济可行性尚未建立，虽然CNG的陆上运输已被证明在50年内是可行的。

[0171] 拟议的海上运输CNG项目目前设计用于小到中等气体容积和航运距离：小于600MMscf/d项目和500-2000英里。

[0172] 平均LNG油轮拥有30亿标准立方英尺天然气的液体形式，而建议的大型CNG油轮则拥有5亿标准立方英尺天然气的压缩气体形式。这来自一艘500 万立方英尺的LNG油轮的典型货物体积，并且建议的大型CNG容器的体积为200万立方英尺。因此由于LNG货物规模比CNG大2.5倍，并且压缩比大 2.4倍(假设CNG压缩比为250并且LNG压缩比为600)，所得到的LNG航运体积优势为6的倍数(2.5×2.4)，如上所述，30亿比5亿标准立方英尺。因此，在本实例中需要六艘CNG船运输与一艘LNG油轮相同体积的气体。

[0173] 其他建议的CNG天然气货物规模为10％至50％，这取决于提出的新技术，典型LNG货物规模为30亿标准立方英尺。如上所述，因此任何给定的项目将成比例地需要较大的CNG船舶船队，以与LNG相同的体积输送速率运输天然气。

[0174] 建议的CNG资本成本目前不能支持较大的船队。根据较小的天然气体积输送速率，和/或较短的运输距离，较小的船队可能是经济的。

[0175] 由于轻量的、高强度的气体密闭容器所需的新技术，因此CNG项目的 80％-90％的资本成本在船建造中。因此，尽管不必要的低温和制冷设备节省了资本成本，但由于船建造成本高，因此CNG无法在经济上与LNG大型天然气输送速率或大型运输距离竞争。

[0176] 预计处理和压缩设施的建议的CNG项目成本为30-60MM美元，卸货设施为20-60MM美元，并且大部分成本为船建造，每艘船250MM美元。预计总成本为3-20亿美元，这取决于项目建议的船数量，该船数量取决于天然气体积输送速率和往返航行时间。

[0177] 鉴于DNG的压缩比类似于或低于CNG的压缩比，因此DNG航运经济学将与CNG一样受到挑战。另外，处理和压缩资本成本以及再气化设施资本成本可类似于对CNG建议的费用。

[0178] 然而，CNG与DNG货物之间的根本不同之处在于CNG是气体并且DNG 是液体的，这可能是重要的。如果开发出能够建造比气体运输船舶更安全并且更大的安全、大型、加压的液体运输船舶的技术，则DNG运输可相对于CNG 变得经济。

[0179] 例如，典型的原油油轮货物体积为100万桶，或560万立方英尺。对于为223的DNG压缩比，从以上给出的实例，可以运输12亿标准立方英尺的天然气体积，如果原油油轮可以进行可行的修改，使得它的货舱可以在70F的温度下承受3000psia的内部液体压力。这个体积小于LNG航运体积的1/2，然而这比CNG项目建议的典型体积加倍还要大。

[0180] 这个实例是任意的-典型的原油油轮可以或可以不会对高的内部液体压力进行可行的翻新，并且最终可在高液压下运输DNG的船舶可大于或小于100 万桶。然而，如果能够建造一艘在高液压条件下200万桶以上的DNG油轮，则DNG的天然气运输体积将接近LNG的运输体积。

[0181] 与CNG一样，考虑到压力和规模要求，预计DNG项目资本成本的大部分将包括海上船舶建造成本，以及下一节描述的用于DNG装载和再气化设施的相对较低的估计成本。这些设施可不需要除了在常规油田注气和生产项目中可用的之外的技术或范围。

[0182] 与LNG比较

[0183] 通过与当前商业上已证明的LNG方法的经济可比性进行比较，可对DNG 的经济可行性进行粗略地检验。当前的LNG基础设施的名义资本成本为50亿美元。典型地，这笔费用包括50％液化设施、40％海上船舶和10％再气化设施。由于世界上许多LNG项目正在运营和计划中，因此在当前低天然气原料价格以及LNG运营商向LNG客户收取高价格的情况下，可安全地假设这些项目中的大多数项目是经济的。

[0184] 可通过盈亏平衡的时间部分量化LNG运营商的经济回报，即，累积收入支付资本投资的点，这反过来可作为交付到盈亏平衡的数量。交付到盈亏平衡的数量越小，经济回报就越大。如果DNG的可行性被定义为与LNG相当的盈亏平衡交付数量，则简单的分析是可能的，其中仅需要比较交付大小。

[0185] 按照先前描述的实例，对于含有100万桶货物体积或560万立方英尺的 DNG油轮，223scf/ft3的DNG压缩比导致在油轮中运输的天然气为12亿标准立方英尺，或在典型的500万立方英尺LNG油轮中的典型30亿标准立方英尺LNG油轮货物的40％。

[0186] 由于本实例中的DNG装运规模是典型LNG运输规模的40％，因此最大可允许的DNG资本成本肯定是典型50亿美元LNG资本成本的40％或20亿美元，以便在相同数量的装运中发生盈亏平衡。

[0187] 对于这个实例，如果DNG岸上压缩设施和油轮资本成本可以限制在20 亿美元，则推测DNG经济可行性将类似于LNG的经济可行性是合理的。

[0188] 这个20亿美元的DNG资本成本必须足够用于DNG建设和设备范围，包括需要将100万桶，3000psig液体油轮投入使用。

[0189] 以上实例导致LNG项目规模40％的DNG项目，即，它将仅运输LNG项目的40％气体流率。如果气体运输速率与LNG项目相同，则DNG项目将需要一艘比LNG海上油轮船队大2.5倍的海上油轮船队。因此，如果DNG项目要具有与LNG项目相当的经济性，则50亿美元的资本投资必须包括这个更大的DNG船队。如果DNG资本成本低于50亿美元，包括更大的船队，则 DNG将有利地与LNG竞争。

[0190] 由于DNG岸上装载和再气化设施将不需要低温设备或电力，或者气体处理或分馏设备，并且相反将可能需要当前可用的常规油田压缩和生产设施和技术，因此假设岸上DNG设施的资本成本可显著低于LNG是合理的。DNG油轮的资本成本可能相当大，然而，如此大的加压液体油轮目前不存在。因此，遏制DNG油轮的建造成本可能是DNG经济可行性的重要方面。

[0191] 实现与典型LNG油轮相当的输送规模的DNG油轮规模是含有250万桶货物体积的规模。如果包括建造这种油轮船队的成本，DNG资本成本小于50 亿美元，则DNG将有利地与LNG竞争。

[0192] 尽管相对于常规石油和天然气生产设备，DNG装载和再气化设备可不需要改进的技术，但它与常规油和天然气生产设施相比可能需要扩大规模。LNG 再气化设施可以在小于1天内卸载LNG油轮，这是每天30亿标准立方英尺气体的卸货速率。除每天30亿标准立方英尺天然气之外，这将需要每天100万油罐桶数LH的DNG液体卸货速率，这两者目前均是石油行业罕见的生产速率幅值。这假设，250万桶DNG具有2.5的膨胀系数，使得当天然气从DNG 释放时，将产生100万油罐桶数LH。

[0193] 能够每天生产10万油罐桶数油，或每天10亿标准立方英尺的生产设施在石油行业并不少见，这将导致用于250万桶DNG油轮的10天卸货期。

[0194] 上述一种替代的DNG再气化方法使得LH保留在DNG油轮中，而天然气单独地从油轮排放。此过程的DNG再气化设施可仅包括常规天然气生产设备，将引起比包括常规原油生产和分离设备的设施更低的资本成本。另外，在一天或多天内生产30亿标准立方英尺天然气，并不超出当前大型气田生产设施的能力。

[0195] DNG资本投资的另一个要素是LH原料的成本。在使用100万桶油轮作为DNG油轮，并且考虑2.5的膨胀系数，将40％的货物体积填充有原油LH，然后每桶LH价格为30美元的情况下，原油体积的成本将为12MM美元。这小于如上所述的22亿美元的估计可行总成本的0.6％。

[0196] 可能有利于DNG经济学的更大油轮将与货物体积的增加成比例地增加 LH原料成本。例如，在每桶原油价格为30美元的情况下，如上所述的250万桶DNG油轮将需要30MM美元的原油资本投资。

[0197] 如果LH货物有待在多个行程中使用而不是在到达目的地港口的首次行程中释放和销售，则当LH以LH市价最后一次销售并且没有采购新鲜的替代 LH时，这笔投资将在DNG项目寿命结束时收回。销售收益将具有取决于持续时间和购买与销售之间的LH价格变动的净现残值。

[0198] 本领域技术人员将显而易知的是，可在不脱离本发明的精神或范围的情况下对本发明的天然气运输方法和相关装置做出不同修改和变更。因此，本发明意图覆盖落入所附权利要求书和它们的等效物的范围内的修改和变更。

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冷藏车环境温度的动态预警方法	2020-05-12	442
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通过在环境温度下溶解于液烃中运输天然气