상온에서의 액체 탄화수소 중의 용해를 통한 천연 가스의 수송

상온에서의 액체 탄화수소 중의 용해를 통한 천연 가스의 수송

본 발명은 천연 가스의 수송에 관한 것이고, 특히 액체 탄화수소 중의 용해를 통한 천연 가스의 수송 방법에 관한 것이다.

US 천연 가스의 공급은, 소위 비-전통적 또는 "셰일 가스" 생산으로부터 결과적으로 US 천연 가스 수출 보증에 대한 속도로 성장하고 있다. US는 현재 해상으로 천연 가스를 수출하지 않지만, 천연 가스의 해상 수출은 US 외부에서 확립된 산업이다. 2014년 세계 천연 가스 생산의 10%는 액화 천연 가스, 즉 LNG로서 해상 수송을 거쳐 수송되었다. 카타르, 말레이시아, 인도네시아, 나이지리아, 오스트레일리아와 같은 주요 수출 국가는, 국내 수요를 크게 초과하는 양을 생산하는 큰 천연 가스 매장지를 갖는다. 해상 수송을 거치는 천연 가스 수입 시장은 대부분 일본, 중국, 대한민국, 인도, 및 대만이다.

US 국내 공급이 수요를 초과하는 상태가 발생하기 시작하고 있다. US 천연 가스 생산 및 소비가 세계적 데이터에서 가장 크다(2014년에 US는 세계적 총량의 22%로 생산과 소비가 균형을 이루었음). 단지 2 개의 다른 국가, 즉 중국 및 러시아가 세계적 생산 또는 소비의 5% 초과를 차지하였다. 따라서, US 천연 가스 과잉공급 상태는 잠재적으로 국제 천연 가스 시장에 상당량을 부가할 수 있다.

따라서, US 천연 가스의 해상 해양 수송이 US 산업 및 정부에 의해 착수되고 있다. 따라서, US 천연 가스의 해양 수송의 경제적 효율 개선이 중요한 시도이다. 본 발명은 이러한 시도에 기여한다.

천연 가스의 육상 수송은 거의 배관에 의해서만 일어난다. 그러나, 터무니 없을 정도로 비싼 배관 및 시설 재료 및 설치 비용으로 인해, 천연 가스는 광활한 규모의 물을 가로지르는 배관에 의해 수송되지 않는다. 따라서, 천연 가스의 해양횡단 수출은 해양 선박에 의한 별개의 운송으로만 일어난다.

배관 수송은 고압 원산 지점으로부터 보다 저압 판매 지점으로 연속적 스트림 내의 가스의 유동으로 구성된다. 육로 상에서, 배관을 통한 연속적 스트림의 유동은 탱커 트럭 또는 철도에 의한 별개의 운송으로의 가스의 수송에 비해 상당히 더 비용 효율적이다.

별개의 수송(해양 선박, 철도, 또는 탱커 트럭)은 천연 가스에 대해서보다 탄화수소 액체에 대해 보다 적절한데, 이는 원유, 가솔린, 디젤, 또는 케로센과 같은 액체 탄화수소의 단위 부피는 천연 가스에 비해 상당히 더 많은 양의 에너지를 함유하기 때문이다. 설명을 위해, 대기압 및 상온에서, 1 입방피트의 원유 내에는 1000 입방 피트의 천연 가스 내에서와 유사한 발열량이 함유된다. 따라서, 유사한 1 개의 원유 수송과 동등한 에너지 양을 수송하기 위해서는 주변 조건에서 1000 개의 별개의 천연 가스 운송이 발생해야 한다.

따라서, 실현가능한 별개의 천연 가스 운송은, 주어진 가스 발열량이 주변 조건에서의 것에 비해 훨씬 더 작은 부피를 점유할 것을 요구한다(그의 밀도가 증가하여야 함). 이는 현재, 상압에서 가스가 액체가 되도록 이의 온도를 충분히 감소시키거나, 또는 가스가 가스상 형태로 유지되지만 상당히 더 작은 부피를 점유하도록 충분한 압력으로 상온에서 압축시킴으로써 상업적으로 달성된다. 이들은 현재, 천연 가스의 별개의 수송을 위한 각각 액화 천연 가스(LNG), 및 압축 천연 가스(CNG) 생산에 사용되는 2 가지 기본적인 물리적 접근이다.

현재, LNG가 천연 가스의 해양 수송의 상업적으로 실현가능한 방법이다. 지금까지 CNG는, 지난 50 년간의 수 많은 제안된 프로젝트에도 불구하고, 상업적으로 실행가능한 해양 수송 선택사항이 아니었다.

본 발명은, 천연 가스의 해상 수송을 위한 2 가지 주요 개념, LNG 및 CNG에 대한 대안을 제공한다.

대안적 방법은, 고압에서 천연 가스를 상온 및 상압에서 액체인 탄화수소 혼합물과 혼합함으로써 달성되는, 상온에서의 천연 가스의 액화이다. 원유는 주변 조건에서 액체인 가장 일반적인, 그리고 아마도 가장 적절한 탄화수소 혼합물이다. 그러나, 기타 다른 충분한 탄화수소 혼합물은 주변 조건에서 액체인 원유의 증류 생성물을 포함할 수 있다.

본 발명의 구현예에 따르면, 수송하고자 하는 천연 가스를 상온에서, 그리고 대기압 초과의 압력에서 탄화수소 액체 스톡(stock)과 혼합하고, 여기서 가스 상은 자연적인 널리 공지된 탄화수소 기체-액체 상 평형 현상을 통해 액체 상이 된다. 가스가 원유 액체 중에 "용해"(역사적으로 천연 가스 - 원유 상 평형이 가장 광범위하게 연구된 석유 공학 캐논에서의 어휘로부터 차용)됨에 따라, 혼합된 수송 액체 상태는 용해 천연가스, 또는 DNG로 적절히 명명된다.

수송하고자 하는 천연 가스와 혼합되는 탄화수소 액체는 본 출원의 나머지 부분에서 액체 탄화수소, 즉 "LH"로서 언급될 것이다. LH는 상온 및 상압에서 액체이다. LH의 예는, 임의의 원유, 및 주변 조건에서 액체인 원유의 임의의 증류된 원유 유도체, 예컨대 가솔린, 케로센, 제트 연료, 디젤, 연료 오일, 또는 유정 및 가스정 시추 산업에서 비-수성 시추액의 조제에 사용되는 액체를 포함한다.

DNG는, 수송하고자 하는 액화된 천연 가스와 혼합된 LH로 구성된 액체이다. DNG는 상온 및 고압에서 존재하고 수송된다. 실현가능한 DNG 압력은 현재의 해양 선박 압력 등급에 비해 높다(이들은 3500 psig에 접근할 수 있음). 따라서, DNG 실현가능성을 달성하기 위해 고압 액체의 안전한 수송을 위한 새로운 해양 선박 디자인 및 구성이 요구될 것이다.

액화 천연 가스는, 고압을 상압으로 해제시킴으로써, 상온에서 수송 목적지 지점에서 재-기화된다.

DNG 방법은, 2 가지 주요 해상 수송 개념, LNG 및 CNG와 기본적으로 상이하다. LNG는, 대기압 및 극저온에서의 천연 가스의 액화에 의한 액체이다. CNG는, 고압 및 상온에서의 천연 가스의 압축에 의한 가스다. DNG는, 고압 및 상온에서의, LH 중의 천연 가스의 용해에 의한 액체이다.

DNG 방법은 또한, 재-기화된 DNG 가스가 반드시 액화된 가스와 동일하지는 않다는 점에서 2 가지 주요 개념과 상이하다. LH와의 혼합은 천연 가스 조성을 변화시키고, 그 정도는 별도의 LH 및 천연 가스 조성에 따라 달라진다. 목적지 항구에서 분배되는 LNG 및 CNG 가스는 해양 선박에 도입된 것과 동일하다(LNG 및 CNG 방법은 수송된 천연 가스 조성을 변화시키지 않음).

LNG가 DNG에 비해 상당히 더 작은(약 1/3) 부피를 점유할지라도, 본 발명의 구현예에 따른 방법은, 상온에서 일어나고, 따라서 극저온 및 냉장 장비 및 전력을 요구하지 않기 때문에, LNG 방법에 비해 잠재적으로 상당한 비용 이점을 갖는다.

DNG는 또한, LNG의 경우와 같은 천연 가스의 광범위한 컨디셔닝, 즉 산 가스 이산화탄소 및 황화수소의 제거, 질소 및 수은의 제거, 및 탈수를 요구하지 않을 것이다. 이러한 이전의 LNG 컨디셔닝은, 이산화탄소 및 물이 극저온 액화 동안 고체로 동결되어, 가능하게는 플러깅 및 연관 안전성의 위험 및 장비 손상을 초래하기 때문에, 생성물 규격을 충족시키기 위해, 부식을 피하기 위해, 그리고 장비 플러깅을 피하기 위해 필수적이다. DNG 방법은 부식의 최소화를 위해 탈수 및 황화수소의 제거를 요구할 수 있지만, 기타 다른 컨디셔닝 방법은 필수적이지 않을 수 있다.

DNG는 LNG에서 필수적인 탄화수소 분별분리를 요구하지 않을 것이다. 프로판에 비해 더 무거운 탄화수소 분획은 LNG에서 상당히 감소되어야 하는데, 이는 이들의 빙점이 메탄, 에탄 또는 프로판에 대한 액화 온도에 비해 더 높기 때문이다. 플러깅 및 연관 안전성의 위험 및 장비 손상을 피하기 위해 LNG 방법 동안 고체의 동결 탄화수소의 형성을 피해야 한다.

천연 가스 컨디셔닝 및 분별분리를 위해 요구되는 장비 및 방법은 LNG 프로젝트의 총 자본 및 작업 비용의 약 10%인 상당 부분을 구성한다.

불순물을 포함하는 원료 천연 가스의 모든 성분은 LH 중에서 용해가능하다. 따라서, DNG 방법은 컨디셔닝 또는 분별분리, 및 연관 장비를 요구하지 않을 것이다.

유전 작업에서 표준인 비교적 저비용의 압축 장비를 사용하여 선적 항구에서 DNG를 제조할 수 있고, 또한 유전 작업에서 표준인 비교적 저비용의 분리 장비를 목적지 항구에서의 재-기화에 사용할 수 있다.

본 발명은 부피 감소에 있어 CNG 방법과 유사하지만, 이는 기본적으로, CNG는 가스이고 DNG는 액체라는 점에서 상이하다. DNG가 CNG와 상업적으로 구별된다면, 이는 대부분 DNG가 액체이기 때문일 것으로 예상된다. 액체 운송 컨테이너 능력, 구체적으로 대형 고압 해양 선박의 비용 효율적 구성에 있어 기술적 및 안전성 발전이 진보된다면, 그리고 이들 선박이 가스 수송에 비해 액체 수송에서 기술적, 안전성, 환경적, 및 경제적 이점을 제공한다면, DNG 방법은 CNG에 비해 더 높은 상업성을 달성할 것이다.

2 가지 DNG 수송 패러다임이 실행될 수 있다. 첫째로, LH의 화물을 수송하고자 하는 천연 가스와 혼합하여 선적 항구에서 DNG를 형성할 수 있고, 여기서 이러한 LH 화물은 다중 DNG 해양횡단 트립에 사용된다. 각각의 트립 동안 LH 중에 용해된 천연 가스를 목적지 항구에서 분배를 위해 재-기화시킬 수 있다. LH는, 다시 선적 항구로 수송되어 해양횡단 수송이 의도되는 또 다른 부피의 천연 가스와 혼합되기 위해 선상에서 유지될 수 있다. 원유는 언제라도 시장 가치로 판매될 수 있다.

대안적으로, 최초 도착시 목적지 항구에서 LH를 방출시키고 재-기화된 천연 가스와 함께 판매하고, 다중 트립에 사용하지 않을 수 있다. 이어서, 선박은 비워진 상태로 선적 항구로 복귀하고, 새로운 LH 화물을 싣고, 이어서 이를 해양횡단 수송이 의도된 일정 부피의 천연 가스와 혼합할 수 있다.

본 발명의 추가의 특징 및 이점을 하기 상세한 설명에 제시할 것이며, 이는 부분적으로 상세한 설명으로부터 명백해지거나, 또는 본 발명의 실행에 의해 학습될 수 있다. 본 발명의 목적 및 기타 다른 이점은 기재된 상세한 설명 및 이의 청구범위뿐만 아니라 첨부된 도면에 구체적으로 언급된 구조에 의해 실현되고 성취될 것이다.

이들 및 기타 다른 이점을 달성하기 위해, 그리고 본 발명의 목적에 따라, 구현되고 광범위하게 기재된 바와 같이, 본 발명은, 상온 및 상압에서 탄화수소 액체를 제공하는 단계; 및 천연 가스를 상온 및 고압에서 탄화수소 액체와 혼합하여, 탄화수소 액체 중에 용해된 천연 가스를 함유하는 액체 혼합물을 생성하는 단계; 해양 탱커를 사용하여 액체 혼합물을 제1 위치로부터 제2 위치로 수송하며, 여기서 액체 혼합물을 상온 및 고압에서 유지시키는 단계; 및 제2 위치에서, 액체 혼합물의 압력을 감소시킴으로써 액체 혼합물로부터 가스를 방출시키는 단계를 포함하는, 천연 가스의 수송 방법을 제공한다.

상기 일반적 설명 및 하기 상세한 설명은 모두 예시적이고 설명적인 것이며, 청구되는 바와 같은 본 발명의 추가적인 설명을 제공하도록 의도됨을 이해하여야 한다.

도 1은, 본 발명의 하나의 구현예에 따른, DNG 탱커 내에서 천연 가스 및 LH를 혼합하는 방법 및 장비를 개략적으로 설명한다.
도 2는, 본 발명의 또 다른 구현예에 따른, 육상 혼합 설비 내에서 천연 가스 및 LH를 혼합하고, 그 후 DNG 탱커로 DNG 액체를 로딩하는 방법 및 장비를 개략적으로 설명한다.
도 3은, 본 발명의 하나의 구현예에 따른, 육상 분리에 의해 천연 가스를 재-기화하는 방법 및 장비를 개략적으로 설명한다.
도 4는, 본 발명의 또 다른 구현예에 따른, DNG 탱커 내에서 천연 가스를 재-기화하는 방법 및 장비를 개략적으로 설명한다.

본 발명의 구현예에서는 임의의 천연 가스의 기본적인 물리적 특성을 사용한다(이는 임의의 온도에서 임의의 LH와 기체-액체 상 평형에 있을 수 있음).

즉, 예를 들어 상온에서, 일정 부피의 임의의 천연 가스를 임의의 LH와 혼합하고 충분히 가압하는 경우, 천연 가스는 LH의 성분인 액체가 된다. 가스 상이 액체가 됨에 따라 LH 부피의 "팽윤"이 일어난다. LH가 팽윤되어도, 이는 유리된 가스 상을 함유하지 않는다(이는 상온에서 100% 액체임).

LH와 혼합된 추가 부피의 천연 가스 또한, 충분한 추가 가압에 의해, 그리고 중요하게는 상온에서 액체가 될 것이다. LH 중으로의 가스의 계속적 첨가 및 압력 증가는 결국 혼합물이 가스가 되게 할 것이다. 그러나, LH 및 천연 가스의 조성을 알고 있으며, 상 평형 현상이 잘 이해되고 신뢰성있게 예측됨에 따라, 이러한 기화점은 신뢰성있게 예측될 수 있고 피할 수 있다.

원유 - 천연 가스의 보편적인 운반 매체

원유의 증류 생성물인 LH 대안물에 비해 낮은 비용 및 널리 보급된 것을 고려할 때, 기술적 및 경제적으로 최적의 LH는 원유이다. 원유의 가공된 증류액은 지리적으로는 정유소로부터 유래되어야 하고, 또한 실제로 이들은 일반적으로 확립된 전용 시장을 가지기 때문에, 원유 보다 고가이고, 덜 보급되어 있다.

원유는 주변 조건에서 액체이고, 석유라 불리는 유체로서 유래되고, 지하 저장소에서 체류하는 천연 발생 탄화수소 혼합물이다. 석유는, 지질 연대에서 측정된 기간에 걸쳐 발생하는, 속성작용 및 크랙킹(cracking)으로서 공지된 자연 과정을 통해, 고압 및 고온에서 고대(ancient) 유기물로부터 형성되었다.

석유 공학 어휘에서, 천연 가스는 원유 중에서 "가용성"인 것으로 기재된다. 이는 고압에서 원유 중으로 "용해"되거나 액화된다. 이러한 "가용성"은 석유 공학 캐논에서 철저히 연구된 현상이다.

천연 가스 및 원유는, 이들의 조성 또는 지하 원천에 관계 없이 보편적으로 가용성이다. 임의의 가스전으로부터의 임의의 조성의 임의의 천연 가스는, 임의의 유전으로부터의 임의의 원유 중에서 가용성이다. 텍사스에서 생산된 천연 가스는 사우디 아라비아에서 생산된 원유 중에서 가용성이다. 이는, 2 개의 동일한 원유 조성이 존재하지 않는다는 사실에도 불구하고 그러하다. 모든 원유는 핑거프린트로서 독특하지만, 모두 임의의 천연 가스와 상 평형에 있을 수 있다.

모든 원유 및 천연 가스는 탄화수소 성분을 공유한다. 천연 가스는 주로 메탄, 에탄, 프로판, 부탄, 펜탄, 및 소량의 헥산 및 헵탄이다. 모든 천연 가스는 적어도 메탄, 그리고 일반적으로 일부(반드시 전부는 아님) 기타 다른 탄화수소 에탄-헵탄으로 구성된다. 분자량에 따라 작은 것(경량)에서 큰 것(중량)으로 등급을 매길 때, 천연 가스 중에서 메탄은 "가장 경량인" 성분이고, 헵탄은 통상적으로 "가장 중량인" 성분이다.

모든 원유는 이들 몇몇 1차 가스상 성분의 일부 또는 전부, 그리고 보다 많은 보다 중량인 탄화수소 성분을 함유한다.

이들 성분 각각은, 혼합되는 천연 가스 또는 원유 중에서의 이들의 상대적 양에 관계 없이 기체 / 액체 상 평형을 달성한다.

천연 가스의 성분 전체가 원유, 또는 일반적 LH 중에서 액화되어 존재할 필요는 없다. 예를 들어, 메탄을 함유하지 않는 원유로 구성된 LH는 또한 순수 메탄인 천연 가스를 액화시킬 수 있다. 유사하게, 메탄 가스는, 메탄을 함유하지 않는 가솔린 중에서 액화될 수 있다.

천연 가스는 사실상 임의의 액체 탄화수소 중에서 가용성이거나 아니다. 그러나, 주어진 고압에서 용해될 수 있는 천연 가스의 질량은 액체가 LH인 경우에 최대이다.

비-탄화수소 성분인 천연 가스 불순물(그 중 가장 통상적인 것은 질소, 이산화탄소, 및 황화수소임)이 또한 원유 중에서 나타나고, 따라서 천연 가스 중의 인지가능한 농도의 이들 불순물이 또한 원유 중에 용해될 수 있다.

따라서, 원유, 및 상온 및 상압에서 안정적인 액체 탄화수소인 임의의 원유 증류액, 예컨대 가솔린, 케로센, 제트 연료, 디젤, 또는 연료 오일은 천연 가스에 대한 최대 DNG 저장 용량을 제공하고, 중요하게는 보편적으로 이용가능한 저장 매체이다.

원유 및 천연 가스의 분류

석유는 고온 및 고압에서 지하 저장소에서 6 가지의 일반적 형태로 나타난다:

* 중유

* 흑유

* 휘발성 오일

* 역행 가스

* 습윤 가스

* 건조 가스

본 출원에서 언급되는 "원유"는, 표준 유전 분리 방법을 거치는 석유로부터 유래되는, 상압 및 상온에서 안정적인 액체 탄화수소로서 정의된다. 본 출원에서 언급되는 원유는, 가솔린, 케로센, 제트 연료, 디젤, 연료 오일, 또는 비-수성 시추액과 같은 생성물을 생성하는 증류 방법으로부터 유래되지 않는다.

상기에 나열된 석유의 6 가지 유형 중, 첫 번째 5 가지는, 표준 유전 분리 방법의 적용 후, 상온 및 상압에서 안정적인 액체인 탄화수소 액체를 제공한다.

표시된 바와 같이, 건조 가스는, 상온 및 상압에서 단지 탄화수소 가스를 제공하며, 탄화수소 액체는 제공하지 않고, 따라서 LH로서 작용할 수 없다.

흑유는 세계적으로 가장 통상적인 원유이다. 중유는 흑유에 비해 보다 높은 비율의 고분자량 탄화수소로 구성되고, 세계적 원유 자원의 상당한 점유율을 구성한다. 중유는 캐나다 및 베네수엘라와 같은 국가에서 일반적으로 사용된다. 휘발성 오일은 흑유에 비해 보다 높은 비율의 저분자량 탄화수소로 구성된다. 휘발성 오일 및 흑유는, 전세계 많은 지역에서, 특히 US의 "셰일 오일" 저장소에서 나타난다.

역행 가스 및 습윤 가스는 지하 저장소에서 대부분 가스이지만, 주변 조건에서는, 컨덴세이트(Condensate)로서 공지된 안정적인 액체를 제공한다. 컨덴세이트는, 전세계 많은 지역에서, 특히 US 셰일 오일 저장소에서 역행 및 습윤 가스로부터 생성된다.

중유, 흑유, 휘발성 오일, 또는 컨덴세이트는, 본 출원에서 언급되는 바와 같이 "원유"를 구성한다. 원유는 또한 임의의 이들 액체의 혼합물로 구성될 수 있다.

상기에 언급된 기본적 유전 분리 방법은, 지하 유체를 유정을 거쳐 표면으로 이동시킴으로써 달성되는 통상적인 표준 유전 상 분리 방법이고, 그의 조건은 항상 지하 저장소의 경우보다 저온 및 저압의 조건이다.

중유, 흑유 또는 휘발성 오일이 유정 위로 유동할 때의 온도 및 압력 감소는 탄화수소 가스를 방출시킨다. 이 가스는 "수반 가스"라 불린다. 역행 가스 또는 습윤 가스가 유정 내에서 표면으로 유동할 때의 온도 및 압력 감소는 컨덴세이트를 가스로부터 방출시킨다.

이어서, 유체가 표면에 있게 되면, 이를 분리기라 불리는 대형 용기를 통해 지향시킨다. 분리기는, 임의의 원유(중유, 흑유, 휘발성 오일, 또는 컨덴세이트)가 부력에 의해 선박 저부로 강하하여 상온 및 상압에서 저장 탱크로, 또는 또 다른 분리기로 지향되도록, 유동 가스 및 액체 혼합물의 속도를 감소시킨다. 가스(역행, 습윤, 건조, 또는 수반)를 분리기 상단에서 배기시켜 판매를 위해 고압 가스 배관으로 지향시킨다. 유전 분리는 종종 1 개 초과의 분리기(이는 각각 상류 분리기의 액체 탄화수소를 연속하여 취함)로 구성되어, 압력 및 온도를 점진적으로 감소시킨다.

건조 가스, 역행 가스, 습윤 가스, 또는 수반 가스는, 본 출원에 기재된 방법에 의해 수송하고자 하는 "천연 가스"를 구성한다.

DNG의 부피 감소

LNG 방법에 비해, DNG 방법에 의해 이론적으로 달성되는 부피 감소가 더 적지만, 이는 CNG 방법의 것과 유사하다.

LNG 방법은 상압에서의 극저온 액화를 통해 가스 부피의 대략 600 배 감소를 달성한다. 즉, 600 표준 입방피트(압력 및 온도의 특정 주변 조건에서의 부피가 표준 입방피트, 또는 scf로서 언급됨)의 컨디셔닝되고 분별분리된 천연 가스는 액화 후 1 입방피트(ft ³ )의 액체 부피로 감소될 수 있다. 이러한 감소량은 "압축 비율"로 지칭될 것이다. LNG는 600 scf/ft ³ 의 압축 비율을 갖는다.

상온 CNG 압축 비율 부피는 압력 및 가스 조성에 따라 달라진다. 상온 DNG 압축 비율은 압력, 및 천연 가스 및 LH 둘 다의 조성에 따라 달라진다.

하기 표(표 II 내지 표 IV)에, 70F 및 1000 psia, 2000 psia, 및 3000 psia에서의 다양한 천연 가스, 및 원유 LH에 대한 LNG, CNG, 및 DNG 압축 비율을, -260℉ 및 대기압에서의 LNG에서 달성되는 대략 600 배 감소와 비교하여 설명한다. 원유 LH 유형은 중유, 흑유, 및 휘발성 오일로부터 유래된 것들을 포함한다.

컨덴세이트에 대한 압축 비율은, 휘발성 오일과 매우 유사하기 때문에 표에 나타내지 않았다.

여기서 평가된 원유 LH 유형은 API 중력에 의해 특성화된다. API 중력은 원유의 밀도에 대한 지수이다(지수가 높을수록 밀도가 낮음). 표 I은 LH 예로서 선택된 원유 유형의 API 중력을 나타낸다.

[표 I]

API 중력은 또한 분자량의 지표이다. API 중력이 높을수록, 분자량이 낮다.

여기서 평가된 천연 가스는, 공기의 분자량에 대한 천연 가스의 분자량의 비율인 "가스 중력"에 의해 특성화된다.

평가된 천연 가스는, 0.57의 가스 중력을 갖는 가장 경량인 천연 가스, 즉 메탄으로부터 0.85의 가스 중력을 갖는 중량 천연 가스까지 다양하다.

표 II 내지 IV의 DNG 압축 비율은 석유 공학 캐논에서 개발된 상태 모델(SRK)의 등식에 의해 추정된다.

[표 II]

[표 III]

[표 IV]

표 II 내지 IV는, DNG LH에 대해 가장 효과적인 원유 유형이 휘발성 오일임을 나타내며, 이는 휘발성 오일이 가장 높은 압축 비율을 가지기 때문이다. 이는, 휘발성 오일이 보다 높은 비율의 경량 탄화수소 성분을 갖는 결과로, 보다 낮은 API 중력 흑유 또는 중유에 비해 낮은 밀도를 갖기 때문이다. 이러한 보다 높은 농도의 경량 성분은, 기체-액체 상 평형을 확립하도록, 대부분 동일한 경량 성분으로 구성된, 보다 큰 질량의 천연 가스를 가능하게 한다. 예를 들어, 70℉ 및 3000 psia에서 0.75 중력 천연 가스를 수용하는 50 ^o API 휘발성 원유 LH는 223 scf/ft ³ 의 DNG 압축 비율을 가질 것이다.

100만 배럴 화물 부피, 또는 560만 ft ³ 을 함유하는 탱커 내에서, 223 scf/ft ³ 의 압축 비율은 12억 scf의 천연 가스가 탱커 내에서, 또는 통상적인 500만 ft ³ LNG 탱커 내에서 통상적인 30억 scf LNG 탱커 화물의 40%가 수송되게 한다.

3000 psig 및 0.85 가스 중력에서 휘발성 오일에 대한 "가스" 표시를 주목한다. 이는 DNG 혼합물이 3000 psig에서 액체로 유지될 수 없으나, 대신에 가스가 될 것임을 나타낸다. DNG는 액체인 것으로 의도됨에 따라 명백히 이는 바람직하지 않고, 따라서 70℉에서 50 ^o API 휘발성 원유 LH, 및 0.75 중력 천연 가스를 함유하는 혼합물에 대해 이 압력은 피해야 한다. 액체가 가스가 되는 압력은 "임계점 압력"이다. 이러한 현상은 이후 섹션에서 추가로 논의된다.

원유의 증류 생성물로 구성된 LH에 대한 DNG 압축 비율은, 원유의 증류 생성물 중 가장 경량인 것에 포함되고, 따라서 가장 높은 압축 비율을 갖는 가솔린에 대한 추정값으로 표 V에 나타내어져 있다.

[표 V]

표 V에서 가솔린에 대한 압축 비율은, 68 개 탄화수소 성분을 함유하는 상태 모델의 등식에 의해, 그리고 SRK 모델에 의해, 가솔린의 API 계산치 58 ^o 를 입력하여 추정되었다. 두 모델 사이에 우수한 일치가 얻어졌고, 이는 SRK 모델의 효과를 입증한다.

DNG는 3000 psig 및 0.75 및 0.85 가스 중력에서 액체로 유지될 수 없음을 주목한다. 3000 psig는 이들 두 천연 가스와 혼합된 가솔린에 대한 임계점 압력을 초과한다.

LH 팽윤 지수

상기에서 언급된 바와 같이, LH는 이것 중에 천연 가스가 용해시 팽창, 또는 "팽윤"할 것이다. LH 팽윤 지수는 오일 및 가스 조성, 및 압력 및 온도에 따라 달라진다.

표 II 내지 V에서 고려된 LH 및 천연 가스 조합물에 대한 팽윤 지수가 표 VI 내지 VIII에 제시되어 있다. 이들 값은 SRK 모델에 의해 추정되었다.

예들 들어 표 VI은, 70℉ 및 3000 psia에서, 0.75 중력 천연 가스를 수용하는, 50 ^o API 휘발성 원유 LH에 대하여, 팽윤 지수는 2.5가 될 것임을 나타낸다. 즉, 1 ft ³ 의 50 ^o API 원유는, 70℉ 및 3000 psia 에서 557 scf(2.5 × 223)의 0.75 중력 천연 가스가 이것 중에 용해될 때 2.5 ft ³ 까지 팽윤할 것이다.

2.5 입방피트의 팽윤 원유는 가스형, 또는 거품형 액체가 아니다. 유리된 가스 상은 여기에서 존재하지 않는다. 이는 100% 액체이다.

따라서, 50 ^o API 원유가 LH인 경우, DNG 해양 수송 부피의 화물 적재실을 초기에 LH 로 단지 40%(1 / 2.5) 충전시킨 후, 이를 수송하고자 하는 0.75 중력 천연 가스와 혼합할 수 있다. 70℉ 및 3000 psia에서 0.75 중력 가스 및 50 ^o API 원유의 혼합 후, 화물 적재실은 팽윤으로 인해 DNG로 100% 충전될 수 있다.

따라서, 천연 가스와의 혼합 전에 LH 단독으로 구성된 화물 적재실 부피의 비율은 팽윤 지수의 역수와 같다.

[표 VI]

[표 VII]

[표 VIII]

DNG 임계점 압력

상기에서 언급된 바와 같이, 증가하는 압력 및 상온에서의 LH에 대한 천연 가스의 증가된 첨가는 결국 혼합물이 100% 액체 대신에 100% 가스가 되게 할 것이다. 이것이 일어나는 압력이 혼합물의 임계점 압력이라 불린다. 임계점 압력은 LH 및 천연 가스의 조성에 따라 달라진다. 임계점 압력은 DNG가 실행가능한 최대 압력이다.

표 IX는 표 II 내지 V에 나타낸 LH 및 천연 가스 혼합물에 대한 임계점 압력 추정치를 제공한다. 이들은 SRK 모델을 사용하여 추정되었다.

이전에 고려된 LH 및 천연 가스 혼합물에 대한, 이들 임계점 압력에 상응하는 압축 비율 및 팽윤 지수의 상응하는 추정치가 표 X 및 XI에 제시되어 있다. 이들 압축 비율은 DNG에 대해 달성가능한 최대값에 근접한다. 이들 압축 비율은, DNG 탱커 화물 적재실이 표 IX에서의 임계점 압력을 함유할 수 있는 경우에만 달성될 수 있다.

[표 IX]

[표 X]

[표 XI]

상기 표에서의 결과가 표 XII에 요약되어 있고, 여기서 압축 비율 및 팽윤 지수는 "실용적" DNG 압력, 및 70F에 대해 제시되어 있다. 여기서, "실용적" DNG 압력은 3000 psia 이하로 가정된다. 이러한 압력에 대한 기초는, 3000 psia가 실행가능한 대형 DNG 탱커의 화물 적재실 압력에 대한 상한을 나타낼 수 있다는 가정이다.

[표 XII]

천연 가스 및 LH 조성의 변화

천연 가스가 고압에서 LH 중에 용해되고, 이어서 그 고압의 해제로 인해LH로부터 용액 외부로 나오는 경우, 천연 가스는, 원래의 천연 가스 중에 존재하지 않았던, LH로부터 취해진 탄화수소 매쓰(mass)를 함유한다. 예를 들어, 원래의 천연 가스가 순수 메탄이고, LH는 원유인 경우, 방출된 천연 가스는 메탄, 에탄, 프로판, 부탄, 펜탄, 헥산, 및 헵탄을 함유할 것이다. 이러한 예에서 가스는, 그의 분자량에 의해 측정시 상당히 "중량"이 된다.

방출된 천연 가스의 조성은 원래의 천연 가스의 조성, LH의 조성, DNG 액체 혼합물의 압력, 및 DNG 액체 혼합물로부터의 가스 방출 동안 재-기화 설비에서 요구되는 압력 및 온도의 조건에 따라 달라진다. 조성 변화는 상기에 기재된 메탄 / 원유의 예에서와 같이 극적일 수 있거나, 또는 이는 많은 또는 모든 탄화수소 성분을 함유하는 원래의 천연 가스의 경우에서 감지가 어렵고 심지어 측정하기에 지나치게 작을 수 있다.

천연 가스 조성이 변함에 따라, LH의 조성(천연 가스에 의해 어떠한 성분이 증가되는지, LH에 의해 손실되는지 관계 없이) 또한 변한다. 변화는, 메탄 / 원유의 예에서와 같이 극적일 수 있고, 여기서 원유는 헵탄 성분을 통해 그의 에탄의 일부를 손실할 것이다. 원유는, 그의 분자량이 증가함에 따라 "중량"이 되는데, 이는 이것이 그의 경량 성분 고갈 후 중량 성분을 보다 높은 비율로 함유하기 때문이다.

천연 가스 조성의 변화의 실용적 영향은 예측이 어렵다. 가스는, 이것이 중량 탄화수소 성분을 함유하는 경우에 값이 증가될 수 있다. 그러나, 목적지 시장이 단지 경량 천연 가스를 허용하고, 판매를 위한 중량 성분을 분리하기 위해 장비를 갖추기 않은 경우, 방출 가스의 값은 감소될 수 있다.

LH 조성의 변화의 실용적 영향은, 이것이 중량이기 때문에, 그의 API 중력이 감소하고, 따라서 DNG 압축 비율이 감소한다는 것이다. 예를 들어, 휘발성 오일은, 다중 운송에 걸쳐, 흑유의 조성으로 향하는 경향을 가질 수 있고, 상기 표 II 내지 IV는, 결과적으로 압축 비율이 감소함을 나타낸다. 이러한 압축 비율의 저하는 불가피한 것이고, 이는 단지, LH를 보다 높은 API 중력 LH의 신선한 공급으로 대체함으로써 경감될 수 있다.

DNG 방법

본 발명의 구현예에 따르면, 상온에서 액체 탄화수소 중의 용해를 통한 천연 가스의 수송 방법은 일반적으로 천연 가스의 액화, 운송, 및 재-기화 단계를 포함한다. 이들 단계를 하기에 기재하지만; 당업자는 하기에 기재된 구체적 방법 및 장비에 추가로, 단계의 일부 또는 전부가 기타 다른 수단(미래에 개발될 수 있는 수단 포함)에 의해 실행될 수 있음을 인지할 것이다.

단계 S1: 해상 수송하고자 하는 천연 가스를 선적 항구로 배관 수송한다.

단계 S2: LH를 동일한 항구로 배관 수송하거나 운송하고, DNG 탱커로, 또는 육상 혼합 탱크 설비로 전달한다. DNG 탱커가 이전 DNG 수송 트립으로부터 복귀되고 있는 경우, LH는 탱커 내에서 체류할 것이다.

단계 S3(선택적 단계): 천연 가스를 선적 항구에서 탈수 및 황화수소 제거에 의해 컨디셔닝한 후, LH와 혼합할 수 있다. 탱커는 또한 황화수소에 대한 부식 보호를 활용할 수 있다.

단계 S4: 천연 가스 및 LH를 상온 및 고압에서 혼합한다. 압력은 가스 및 원유의 특성 및 요망되는 압축 비율, 및 설비의 압력 제약에 의해 결정된다. 바람직한 구현예에서, 고압은 500 내지 3500의 범위, 그리고 보다 바람직하게는, 1000 내지 3000의 범위이다. 달성될 수 있는 압축 비율은 일반적으로 20 내지 300의 범위이다. 혼합 방법은 DNG 탱커 내에서(도 1), 또는 육상 혼합 탱크 설비 내에서(도 2) 일어날 수 있다.

혼합이 DNG 탱커 내에서 일어나는 경우, 탱커에는 LH가 부분적으로 로딩될 것이다. LH의 부분적 로딩은 LH 팽윤을 수용하기 위해 필수적이고, 이는 상기 섹션에 기재되어 있다. 이러한 대안 하에서는, 천연 가스를 먼저 완충 저장 탱크 내에 저장한 후, DNG 탱커 내로 배관 수송하고 압축시켜야 한다. 가스 완충 탱크 저장의 부피 및 저장 탱크 내에서의 가스 체류 지속기간은 DNG 탱커의 수 및 수송 지속기간에 따라 달라질 것이다. 이러한 완충 저장은, 모든 탱커가 해상에 있는 동안, 선적 항구 내로의 천연 가스의 연속적 스트림을 가능하게 한다.

탱커의 수는 완충 저장을 요구하지 않도록 충분할 수 있고, 즉, 천연 가스는 탱커 상으로 연속적으로 로딩된다. 그러나, 연속적 로딩을 위해 필수적인 탱커의 수는 비용 효율적이 아닐 가능성이 있다.

혼합이 육상 설비 내에서 일어나는 경우, DNG는, 탱커 상으로의 로딩을 대기하며, 혼합 설비 내에서 체류할 것이다. 혼합 설비의 부피 및 수, 및 설비 내에서의 DNG 체류의 지속기간은 DNG 탱커의 수 및 수송 지속기간에 따라 달라질 것이다. 혼합 설비 내에서의 이 완충 저장은, 모든 탱커가 해상에 있는 동안, 선적 항구 내로의 천연 가스의 연속적 스트림을 가능하게 한다. 대안적으로, DNG는 혼합 설비와 별도로 있는 완충 저장 내에서 체류할 수 있다.

혼합 방법은 하기의 것들을 포함하는 다양한 방법 중 하나일 수 있다:

가스가 최소량의 시간 및 비용으로 LH 중으로 용해될 수 있도록, 가스를 LH 중으로 압축시키는 방법. 이는 예를 들어 혼합 탱크 또는 DNG 탱커의 저부로부터 LH 사이로 가스가 퍼지게 함으로써 달성될 수 있다. 가스가 LH 중에 용해될 시간은 기체로부터 액체로의 상 변화의 유동 속도, 및 유동의 표면적에 따라 달라진다. 동적 시스템에서의 용해 속도는 다수의 변수를 고려해 볼 때 예측하기 어렵다. 그러나, 유동 면적은 가스의 버블로 명백히 최대화된다. 또한, 버블은 부력 분리를 막기 위해 순환을 요구할 가능성이 있다. 분리된 가스는 타당한 시간 내에 용해되지 않을 것이다.

가스를 원하는 압력 및 상온에서 보유 탱크(혼합 탱크) 내로 압축시키고, 이어서 LH를 액적 또는 미스트 형태로 보유 탱크 내로 펌핑하는 방법. 이 방법은, LH의 미스팅으로 생성되는 큰 유동 면적에도 불구하고, 미스트의 불충분한 순환이 가스의 부피를 LH에 대해 노출되지 않은 채로 두어, 큰 부피의 가스가 액화되지 않게 할 가능성이 크기 때문에, 비효율적일 수 있다.

단계 S5: DNG 탱커에 고압 DNG 액체가 로딩되면, 이를 목적지 항구로 항해시킨다.

단계 S6: 목적지 항구에 도착시, DNG 탱커를 재-기화 설비에 연결하고, 여기서 천연 가스를 DNG로부터 방출시킨다.

DNG 재-기화 설비는, 도착 DNG 탱커의 화물 적재실이 지하 원유 저장소와 유사할 수 있기 때문에, 통상적인 유전의 생산 분리 설비와 유사할 수 있다. 즉, 둘 다 초기에 고압에서 단일-상 액체 상태에 있을 수 있다.

DNG 재-기화는 표준 원유 생산 및 분리 방법에 따를 수 있다. 지하 저장소 내의 원유는 저장소 내에서의 고압, 및 저압 시스템 내로의, 유정헤드 표면에서의 밸브 개방에 의해 유도된 압력 구배로 인해 유정 내로 유동한다. 오일은 유정 상부로 표면까지 이동하며, 계속해서 압력을 감소시킴에 따라, 천연 가스가 루트 내에서 방출된다. 표면 도달시, 혼합된 오일 및 가스 스트림은, 유속을 제어하기 위해 사용되는 초크를 통과한다. 이어서, 스트림을 오일-가스 분리기로 배관 수송하는데, 이는 배관에 비해 큰 직경을 통해, 스트림의 속도의 상당한 감소를 제공하는 용기이다. 이는 천연 가스가 부력으로 인해 용기 내에서 액체 원유로부터 분리될 수 있게 한다. 가스를 분리기의 상단으로부터 가스 부피를 측정하는 오리피스형 계량기로 배관 수송한다. 이어서, 가스를 판매 지점으로 배관 수송한다. 액체 오일 상을 분리기의 저부로부터 "스톡 탱크"로 배출시키고, 여기서 오일 부피가 측정된다. 이어서, 원유를 배관, 트럭, 또는 철도에 의해 정유소로 수송한다.

원유의 연속적 제거로 저장소 압력이 고갈됨에 따라 저장소로부터의 유속은 계속해서 감소한다. 천연 가스가 저장소 내에서 방출될 수 있고, 이는 압력 하락, 그리고 그에 따른 유속 하락을 어느 정도 둔화시킬 것이다.

DNG 재-기화 설비(도 3)는 유전 생산 및 분리 설비와 유사할 수 있고, 과도한 실험 없이 관련 기술분야의 당업자에 의해 실행될 수 있다. 이러한 DNG 재-기화 설비는, 종래의 유전 설비의 것을 넘어서는 정도의 기술적 정교화, 또는 장비 비용을 요구하지 않을 수 있다. 예를 들어, 표준 유전 생산 가공 장비의 압력 등급은 추정된 DNG 압력(3000 psig)에 대해 충분하다. DNG 화물 적재실이 밸브(유정헤드와 유사함), 초크, 및 오일-가스 분리기가 장착된 배관 시스템(유정과 유사함)에 연결될 수 있다. 초기에 폐쇄되었던 밸브는, DNG 액체가, 적재실 내의 높은 DNG 압력, 및 저압 분리기 시스템(이는 1 개 이상의 분리기 용기로 구성될 수 있음) 내로의 밸브 개방에 의해 유도된 압력 구배로 인해 화물 적재실로부터 유동될 수 있도록 개방될 수 있다. 초크는, 효과적인 분리를 위해 최적 속도가 달성되도록, 분리기 시스템 내로의 유속을 제어하도록 조정될 수 있다. 가스를 분리하고, 측정하고, 판매 지점으로 배관 수송할 수 있다. LH를 분리기로부터 배출시키고, 스톡 탱크로 배관 수송할 수 있다.

지하 저장소 내에서와 같이, 천연 가스는, 적재실 내에서의 압력 고갈로 인해, DNG가 제거됨에 따라 화물 적재실 내에서 LH로부터 방출될 것이다. 방출된 가스는, 압력 고갈, 및 유속 하락을 어느 정도 감소시키면서, 화물 적재실 내의 압력을 어느 정도 유지할 것이다.

DNG 탱커의 상온은 지하 저장소의 온도에 비해 상당히 더 낮을 가능성이 있고, 이는 재-기화 동안 가스 수화물 형성의 위험 증가를 초래할 수 있다. 따라서, 수화물 온도 초과의 가스 온도를 유지하기 위해 라인 히터가 요구될 수 있다. 가스 팽창 냉각 효과가 최대인 초크에서 수화물 형성의 가장 큰 위험이 존재할 것이다.

이 방법은, 화물 적재실 내의 압력이 대기압으로 감소될 때까지 계속될 수 있고, 이 시점에 선박으로부터의 유동이 중단될 것이다. LH 및 천연 가스 둘 다의 잔류 부피가 화물 적재실 내에 남아있을 것이다. 천연 가스를 플레어 시스템에 대하여 불활성 가스로 대체하고, 연소시켜, 화물 적재실 내의 연소 위험을 경감시킬 수 있다. 이어서, 육상 탱크 내의 LH의 오프로딩된 부분을 선박의 화물 적재실로 다시 배관 수송할 수 있고, 여기서 잔류 및 복귀된 LH 부피의 합계를 측정할 수 있다.

지하 저장소 유사체에서와 같이, 오프로딩되는 DNG의 유속은, DNG 압력이 화물 적재실 내에서 고갈됨에 따라 감소될 것이고, 따라서 이는 오프로딩 및 재-기화 지속기간을 연장시킬 것이다. 프로젝트 경제성에 상당히 영향을 주는 전체적 가스 수송 속도를 유지하기 위해 재-기화 지속기간의 효율성이 요구된다. 오프로딩 속도 하락을 완화시킬 수 있는 이러한 재-기화 방법의 변형은, 화물 적재실 내의 압력이 DNG 압력에서 유지되도록 DNG 화물 적재실의 저부 내로 물을 펌핑하는 것을 포함할 수 있다. 물은, DNG 압력에서, DNG 화물을 완전히 대체할 것이다. 오프로딩 방법에서의 이러한 변형에 의해, 속도 하락 없이 물 펌프 속도에 의해 오프로드 속도가 제어된다. 또한, 이러한 변형에 의해, 화물 적재실 내에서의 천연 가스 방출이 없어져, 연소 위험이 최소화된다. 물론, 물이 화물 적재실을 충전시킴에 따라 일부 수단에 의해 선박 부력을 유지하여야 한다.

대안적으로, 상기에 기재된 바와 같은 DNG보다는, 단지 재-기화된 천연 가스를 탱커로부터 유동시키는 언로딩 방법이 디자인될 수 있다(도4). 따라서, 이러한 대안은, 상기 대안에서 요구되는 오일 및 가스 생산 및 분리 설비와 달리, 단지 가스 생산 설비만을 요구할 것이다. 따라서, 가스만의 재-기화 설비는 덜 복잡하고 덜 고가일 수 있다. 이러한 천연 가스만의 언로딩은 선적 항구에서, 예를 들어 천연 가스 혼합 전에(또는 혼합이 육상에서 일어나는 경우 DNG의 탱커 내로의 로딩 전에) 일정 부피의 물이 LH와 함께 화물 적재실 내에 포함된 경우에 가능할 수 있다. 이어서, DNG 로딩 후, 선박 화물 적재실은 물 및 DNG의 가압된 2-상 시스템을 함유할 것이다. DNG 및 물이 불혼화성이므로, 2 개의 상은 혼합 없이 분리되어 유지될 것이고, 화물 적재실의 저부 상에서, 부력으로 인해, 완전히 LH 하에 물이 체류될 것이다.

양륙 항구 도착시, 화물 적재실 DNG-물 계면 아래에 위치하는, 선상의 배출 배관 연결부를, 밸브, 초크, 및 물 저장 탱크가 장착된 배관 시스템으로만 이루어진 언로딩 설비에 연결할 수 있다. 이어서, 밸브 개방, 및 초크에 의해 제어되는 유속 하에, 물의 배수를 개시할 것이다. 물을 물 저장 탱크로 배관 수송할 것이다. 물의 대부분이 배수되면, 밸브를 폐쇄하고, 물 배수를 중단시킬 것이다.

물 배수는 화물 적재실로부터 압력을 해제시키고, 천연 가스가 DNG로부터 용액 외부로 나올 수 있게 한다. 가스는 DNG 상단에 "캡"을 형성할 것이고, 이어서 이를 화물 적재실 상단에서, 그의 유속을 제어하는 초크를 통해, 그의 부피 측정을 위한 오리피스형 계량기를 통해, 판매 지점까지 배관 배출시킬 수 있다. 가스가 화물 적재실로부터 유동되면, 압력을 추가로 해제하여, 보다 많은 가스가 용액 외부로 가스 캡 내로 나올 수 있게 한다. 가스 생산 방법은, DNG로부터 방출된 상온 가스가 초크에서의 팽창 냉각으로 인해 수화물 형성 온도 미만으로 냉각되는 경향을 가질 것이기 때문에, 가스에서의 수화물 형성을 막기 위해, 초크 근처에 라인 히터를 포함할 수 있다.

결국, 모든 가스가 DNG로부터 방출되어 판매를 위해 배관 수송될 것이고, LH 부피는 유지될 것이다. 이어서, 물을 다시 화물 적재실로 배관 수송하고, 여기서 이를 LH 내로 덤핑하여, 화물 적재실의 저부에 침강시켜, 다음 DNG 로딩 동안 제자리에 있도록 할 것이다.

이러한 가스만의 대안적 오프로딩 방법은, 화물 적재실로부터의 천연 가스의 유속이 적재실 내의 DNG 압력 고갈에 따라 감소하기 때문에, 상기에 기재된 제1 방법과 동일한 속도 고갈 단점을 갖는다. 속도 감소는 재-기화의 지속기간을 연장시킨다.

단계 S7: 임의의 언로딩 대안 하에, 분리된 LH 및 가스의 조성을 측정할 수 있다. 상기 섹션에서 논의된 바와 같이, 가스 조성은 양륙 항구로 배관 수송되어 DNG로 액화된 천연 가스의 조성과 상이하기 때문에, 언로딩 과정 동안 그러한 조성을 측정하여 그의 시장 판매 가치를 결정할 수 있다. API 중력 감소로 인해, 압축 비율이 각각의 DNG 운송에서 감소되기 때문에, LH의 조성을 측정하여 DNG에 대한 그의 용량, 즉 DNG 압축 비율을 결정할 수 있다. 압축 비율이 충분하지 않은 경우, LH를 스톡 탱크로 배관 수송할 수 있고, 여기서 판매를 위해 정유소로의 수송을 대기할 수 있다.

단계 S8: DNG 탱커를, 그의 화물 적재실 내의 LH와 함께 또는 이것 없이, 새로운 LH 로딩을 위해 항구로 항해시키거나, 또는 DNG의 또 다른 운송물 로딩을 위해 천연 가스 선적 항구로 복귀시킬 수 있다.

상기에서 시사되는 바와 같이, LH는 DNG의 다중 운송물을 수송함에 따라 그의 경량 성분이 점진적으로 고갈되고, 그의 DNG 압축 비율 용량이 감소됨에 따라, 결국 새로운 LH 공급물로 대체되어야 할 필요가 있을 가능성이 있다. 고갈된 LH 부피는 새로운 부피의 비용 지불을 위해 판매될 수 있으나, 고갈된 LH가 새로 구입되는 새로운 원유에 비해 보다 낮은 시장 판매 가치를 가질 것이기 때문에, 필수적으로 재정 손실이 발생할 것이다. 이러한 손실은 DNG 방법과 연관된 보통의 작업 비용일 것이다.

US 원유 및 천연 가스 수출 규제 영향

원유 및 천연 가스의 수출을 통제하는 US 연방 법규는 DNG, LNG, 및 CNG의 실현가능성에 대해 상당한 영향을 줄 것이다.

US는, 세계적 생산량의 13%, 및 소비의 20%를 차지함으로써 2014년에 세계적으로 최고의 오일 생산 및 소비국이었다. 원유 순 수입국이면서, 증가하는 US 원유 생산량은 부적절한 정유 및 배관 용량으로 인해 묶여있다.

US 원유 수출은 1975년 에너지 정책 및 보존법의 섹션 103에 의해 좌우된다. 원유 수출 통제 기관을 좌우하는 미국 상무부의 산업 안전국은 2014년 12월에 수출 정책을 천명하였다. 기존의 규제(EAR 754.2)는, 원유에 대해 수출 승인이 요구된다고 언급하고 있다("...지하 저장소에서 액체 상으로 존재하며 표면 분리 설비를 통과한 후 대기압에서 액체로 유지되는, 그리고 원유 증류 타워를 통해 가공되지 않은 탄화수소의 혼합물로서 정의된다. 재구성된 미정제 석유, 및 타르 샌드, 길소네이트, 및 오일 셰일로부터 생산된 리스 컨덴세이트 및 액체 탄화수소가 포함된다. 드립 가스 또한 포함되지만, 토핑 원유, 잔류 오일, 및 기타 다른 마무리처리 및 비-마무리처리 오일은 제외된다." )

수출 승인은 알래스카 노쓰 슬로프 및 쿡 인렛(Alaska North Slope and Cook Inlet)의 원유, 및 캘리포니아 중유와 같은 원유에 대해 허가되었다. 달리 US에서 생산되는 원유의 대부분에 대해서는 법 하에 수출 승인이 허가되지 않고 있다.

2015년 12월 18일, 법의 섹션 103이 US 의회에서 폐지되었다. 따라서, US 원유 수출은 현재 수출 승인을 요구하지 않고, 임의의 US 법에 의해 달리 금지되지 않고 있다. 이러한 폐지에 따른 US 항구로부터의 원유의 첫번째 국제적 수출 운송은 2015년 12월 13일에 일어났다.

LNG 및 CNG를 포함한 임의의 천연 가스는 US 수출 승인을 요구한다. 1938년 천연 가스 법은 US 에너지국(DOE)의 인가, 및 연방 에너지 규제 위원회(FERC)에 의한 설비 환경 영향 검토 둘 다 없이는 천연 가스의 수출 또는 수입을 금지한다. 2010년 이래로, 수출 승인을 위한 35건의 신청이 DOE에 접수되었고, 9 건이 인가되고, 6 건은 조건부로 인가되었다. 첫번째 LNG 수출은 2016년에 일어날 것으로 예상된다.

가솔린, 케로센, 제트 연료, 디젤, 또는 연료 오일과 같은 원유 증류액인 LH와 DNG는, 실제로 원유 증류 생성물이 주요 US 수출 물품이기 때문에, 확실히 수출 금지되지 않을 것이다. US는, 20%의 세계적 점유로 2014년에 원유 생성물의 최고 정유국이었고, 이 중 1/4를 수출하였다. 역사적으로 원유를 수출하지 않았음에도 불구하고, US는 그의 원유 증류 생성물 수출로 인해, 7%의 세계적 점유율을 차지하는, 선도적 액체 탄화수소 수출국이다.

따라서, 원유 또는 원유 증류액인 LH 자체는 법에 의해 수출 금지되지 않을 것이다. 그러나, 금지적 DOE 및 FERC 승인 규제가 DNG 수출에 있어 DNG의 천연 가스 성분에 대하여 어떻게 이루어질지는 불확실하다(이들이 이에 대한 권한을 가짐을 가정). DNG가 법에 의해 원유 또는 원유 증류액으로서 간주되는 경우, DNG 수출은 금지되지 않을 것이다.

경제적 실현가능성

CNG와 비교

CNG 의 해양 수송은 1965년에 최초이자 최후로 달성되었고, 여기서는 1.3 MMscf 천연 가스 화물 용량을 갖는 선박이 사용되었다. 프로젝트는 낮은 가스 가격으로 인해 개시 직후 포기되었다.

이러한 최초의 CNG 벤쳐 이래로, CNG의 육상 수송이 지난 50년 기간에 걸쳐 실행가능한 것으로 입증되었음에도 불구하고, CNG 프로젝트가 지금까지 후속되고 있지 않고 있기 때문에, 최종적인 해양 CNG 수송 경제적 실현가능성은 아직까지 확립되지 않고 있다.

제안된 해양 수송 CNG 프로젝트는 현재 작은 내지 중간 정도의 가스 부피 및 운송 거리(600 MMscf/d 프로젝트 미만, 및 500 마일 내지 2000 마일)에 대해 디자인되어 있다.

평균적 LNG 탱커는 30억 scf의 천연 가스의 액체 형태를 수용하며, 한편 제안된 대형 CNG 탱커는 5억 scf의 천연 가스의 압축 가스 형태를 수용한다. 이는 500만 입방피트의 LNG 탱커의 통상적인 화물 부피, 및 제안된 대형 CNG 선박의 부피인 2백만 입방피트의 부피로부터 유래된다. 따라서, LNG 화물 크기는 CNG에 비해 2.5 배 더 크고, 압축 비율은 2.4 배 큼에 따라(CNG 압축 비율 250 및 LNG 압축 비율 600을 가정), 결과적 LNG 운송 부피 이득은, 상기에 기재된 바와 같이, 30억 대 5억 scf으로 6 배(2.5 × 2.4)이다. 따라서, 이 예에서, 1 개의 LNG 탱커와 동일한 부피의 가스 수송을 위해 6 개의 CNG 선박이 요구된다.

기타 다른 제안된 CNG 천연 가스 화물 크기는, 제안된 신규 기술에 따라, 통상적 LNG 화물 크기, 30억 scf 의 10% 내지 50%이다. 따라서, 상기에서 예시된 바와 같이, LNG와 동일한 부피의 전달 속도로 천연 가스를 수송하기 위해서는, 임의의 주어진 프로젝트에 대해 비례적으로 더 큰 선단의 CNG 선박이 요구될 것이다.

제안된 CNG 자본 비용은 현재 더 큰 선단을 지지할 수 없다. 보다 작은 천연 가스 부피 전달 속도에 의해 요구되는 바와 같이, 보다 작은 선단, 및/또는 보다 짧은 수송 거리가 경제적일 수 있다.

경량 고강도 가스 격납 용기에 요구되는 신규 기술로 인해, CNG 프로젝트의 자본 비용의 80% 내지 90%는 선박 구성에 든다. 따라서, 불필요한 극저온 및 냉장 장비에서의 자본 비용 절감에도 불구하고, CNG는, 높은 선박 구성 비용으로 인해, 큰 천연 가스 전달 속도에 대하여, 또는 큰 수송 거리에 걸쳐, LNG와 경제적으로 경쟁할 수 없다.

컨디셔닝 및 압축 설비의 제안된 CNG 프로젝트 비용은 30 MM 달러 내지 60 MM 달러로, 언로딩 설비에 대해서는 20 MM 달러 내지 60 MM 달러로, 그리고 선박 구성에 드는 대부분의 비용은 선박 당 250 MM 달러로 추산된다. 총 비용은, 가스 부피 전달 속도 및 왕복 항해 시간에 의존하는, 프로젝트에 대해 제안되는 선박의 수에 따라, 3억 달러 내지 20억 달러로 추산된다.

DNG 운송 경제성은, DNG에 대한 압축 비율이 CNG에 대한 것과 유사하거나 더 낮음을 고려할 때, CNG와 유사하게 도전될 것이다. 또한, 컨디셔닝 및 압축 자본 비용뿐만 아니라, 재-기화 설비 자본 비용은 CNG에 대해 제안되는 것들과 유사할 수 있다.

그러나, CNG는 가스이고 DNG는 액체라는 CNG와DNG 화물 사이의 기본적 차이가 중요한 것으로 나타날 수 있다. 가스-운반 용기보다 더 크고 더 안전한, 안전한 대형 가압 액체-운반 용기의 구성을 가능하게 하는 기술이 개발된다면, DNG 수송은 CNG에 비해 경제적이 될 수 있다.

예를 들어, 통상적인 원유 탱커 화물 부피는 100만 배럴, 또는 560만 입방피트이다. 상기에 주어진 예로부터, 223의 DNG 압축 비율의 경우, 원유 탱커가 그의 화물 적재실이 70F의 온도에서 3000 psia의 내부 액체 압력을 견딜 수 있도록 실현가능하게 개조될 수 있다면, 12억 scf의 천연 가스 부피가 수송될 수 있다. 이 부피는 LNG에 의해 운송되는 부피의 1/2 미만이지만, CNG 프로젝트에 대해 제안된 통상적 부피의 2 배 초과이다.

이 예는 임의적이고, 통상적인 원유 탱커가 높은 내부 액체 압력에 대해 실현가능하게 개량될 수 있거나 그렇지 않을 수 있고, 결국 높은 액체 압력에서의 DNG 수송에 있어 실현가능할 수 있는 용기는 100만 배럴 초과 또는 미만일 수 있다. 그러나, 높은 액체 압력에서 2 백만+ 배럴 DNG 탱커가 실현가능하게 구성될 수 있다면, DNG에 의한 천연 가스의 수송 부피는 LNG에 의한 것에 접근할 것이다.

CNG와 같이, 대부분의 DNG 프로젝트 자본 비용은, 압력 및 크기 요건을 고려해 볼 때, 해양 선박 구성 비용으로 구성될 것이고, 다음 섹션에 기재된, DNG 로딩 및 재-기화 설비에 대해서는 비교적 낮은 비용이 추산됨이 인지된다. 이들 설비는 종래의 유전 가스 주입 및 생산 프로젝트에서 이용가능한 것을 넘어서는 기술 또는 범주를 요구하지 않을 수 있다.

LNG와 비교

DNG의 경제적 실현가능성은, 이것을 현재 상업적으로 나타난 LNG 방법의 것과 비교함으로써 대강 검토될 수 있다. LNG 기반시설의 현재의 공칭 자본 비용은50억 달러이다. 통상적으로, 이 비용의 50%는 액화 설비로, 40%는 해양 선박으로, 그리고 10%는 재-기화 설비로 구성된다. 많은 LNG 프로젝트가 세계적으로 작업되고 계획됨에 따라, 대부분의 이들 프로젝트가, 현재의 낮은 천연 가스 공급 스톡 가격 하에, 경제적이라고 가정하는 것이 안전하고, 가격 프리미엄 LNG 작업자가 LNG 고객에게 청구한다.

LNG 작업자에 대한 경제적 이익은 손익평형을 이루는 시점, 즉 누적 수익이 자본 투자를 되갚는 시점에 의해 부분적으로 정량화될 수 있고, 이는 결국 손익평형을 이루는 전달 수로서 제시될 수 있다. 손익평형을 이루는 전달 수가 작을수록, 경제적 이익이 커진다. DNG의 실현가능성이 LNG의 것과 동등한 수의 손익평형 전달로서 정의되는 경우, 단지 전달 크기의 비교가 요구되는 간단한 분석이 가능하다.

상기에 기재된 예에 따라, 100만 배럴 화물 부피, 또는 560만 ft ³ 을 함유하는 DNG 탱커의 경우, 223 scf/ft ³ 의 DNG 압축 비율은 12억 scf의 천연 가스가 탱커 내에서, 또는 통상적인 500만 ft ³ LNG 탱커 내에서 통상적인 30억 scf LNG 탱커 화물의 40%가 수송되게 한다.

이 예에서 DNG 운송 크기가 통상적인 LNG 운송 크기의 40%임에 따라, 최대 허용가능한 DNG 자본 비용은, 동일한 수의 운송에서 손익평형을 발생시키기 위해, 통상적인 50억 달러 LNG 자본 비용의 40%, 또는 20억 달러이어야 한다.

DNG 육상 압축 설비 및 탱커 자본 비용이 이 예에서 20억 달러로 제한될 수 있다면, DNG 경제적 실행가능성이 LNG의 것과 유사할 것이라고 추측하는 것이 타당한다.

이러한 20억 달러의 DNG 자본 비용은, 100만 배럴, 3000 psig 액체 탱커를 사용 개시하는 데 요구되는 것을 포함하여, DNG 구성 및 장비 범주에 있어 충분하여야 한다.

상기 예는, LNG 프로젝트의 규모의 40%인 DNG 프로젝트를 제공하고, 즉 이는 LNG 프로젝트의 가스 속도의 단지 40%만을 수송할 것이다. 가스 수송 속도가 LNG 프로젝트의 것과 동일하여야 하는 경우, DNG 프로젝트는 LNG 해양 탱커 선단에 비해 2.5 배 더 큰 해양 탱커 선단을 요구할 것이다. 따라서, 자본 투자에서 50억 달러는, DNG 프로젝트가 LNG 프로젝트와 동등한 경제성을 가져야 하는 경우, 이러한 큰 DNG 선단을 포함하여야 한다. DNG 자본 비용이 보다 큰 선단을 포함하여 50억 달러 미만인 경우, DNG가 LNG와 순조롭게 경쟁할 것이다.

DNG 육상 로딩 및 재-기화 설비가 극저온 장비 또는 전력, 또는 가스 컨디셔닝 또는 분별분리 장치를 요구하지 않을 것이고, 대신에 현재 이용가능한 종래의 유전 압축 및 생산 설비 및 기술을 요구할 가능성이 있기 때문에, 육상 DNG 설비의 자본 비용이 LNG보다 상당히 더 낮을 수 있다고 가정하는 것이 타당하다. 그러나, DNG 탱커의 자본 비용은, 대형 가압 액체 탱커가 현재 존재하지 않음에 따라, 매우 클 수 있다. 따라서, DNG 탱커 구성 비용의 관리가 DNG 경제적 실현가능성의 중요한 측면이 될 수 있다.

통상적인 LNG 탱커와 전달 크기 동등성을 달성하는 DNG 탱커 크기는, 250만 배럴의 화물 부피를 함유하는 것이다. 이러한 탱커 선단을 만드는 비용을 포함한 DNG 자본 비용이 50억 달러 미만인 경우, DNG는 LNG와 순조롭게 경쟁할 것이다.

DNG 로딩 및 재-기화 장비가 종래의 오일 및 가스 생산 장비에 비해 개선된 기술을 요구하지 않을 수 있지만, 이는 종래의 오일 및 가스 생산 설비에 비해 규모 확장을 요구할 수 있다. LNG 재-기화 설비는 1 일 미만 내에 LNG 탱커를 언로딩할 수 있고, 이는 1 일 당 30억 scf 가스의 언로딩 속도이다. 이는, 1 일 당 30억 scf의 천연 가스에 추가로, 1 일 당 100만 스톡 탱크 배럴의 LH의 DNG 액체 언로딩 속도를 요구할 것이고, 이들 둘 다 오일 산업에서 현재 드문 생산 속도 크기이다. 이는, 250만 배럴의 DNG가 2.5의 팽윤 지수를 갖는다고 가정하여, 천연 가스가 DNG로부터 방출될 때, 100만 스톡 탱크 배럴의 LH가 될 것이다.

그러나, 1 일 당 100,000 스톡 탱크 배럴의 오일, 또는 1 일 당 10억 scf가 가능한 생산 설비는 오일 산업에서 드물지 않으며, 이는 250만 배럴 DNG 탱커에 대해 10 일 언로딩 기간이 되게 할 것이다.

상기에 기재된 하나의 대안적 DNG 재-기화 방법은, 천연 가스만을 탱커로부터 배기시키면서 LH는 DNG 탱커 내에서 유지되도록 하는 것이다. 이 방법에 대한 DNG 재-기화 설비는 종래의 천연 가스 생산 장비로만 구성될 수 있고, 이는 종래의 원유 생산 및 분리 장비로 구성된 설비에 비해 보다 낮은 자본 비용을 수반할 것이다. 또한, 1 일 이상 내에 30억 scf의 천연 가스의 전도는 대형 가스전 생산 설비의 현재의 능력을 벗어나지 않는다.

DNG 자본 투자의 또 다른 요소는 LH 스톡의 비용일 것이다. 1백만 배럴 탱커를 DNG 탱커로서 활용하고, 화물 부피의 40%를 원유 LH로 충전시켜(2.5의 팽윤 지수), 이어서 배럴 당 30 달러의 LH 가격이 되도록 하는 시나리오 하에, 원유 부피의 가격은 12 MM 달러일 것이다. 이는 상기에 기재된 추산된 22억 달러의 실현가능한 총 비용의 0.6% 미만이다.

DNG 경제성에 있어 유리할 가능성이 있는 보다 큰 탱커는 화물 부피 증가에 비례하여 LH 스톡 비용을 증가시킬 것이다. 예를 들어, 상기에 기재된 250만 배럴 DNG 탱커는, 배럴 당 30 달러의 원유 가격에서, 30 MM 달러의 원유 자본 투자를 요구할 것이다.

LH 화물이, 목적지 항구로의 첫 번째 트립에서 방출되고 판매되기보다는, 다수의 트립에서 사용되어야 하는 경우, 이 투자는, LH가 LH 시장 가격으로 마지막 시점에 판매되고, 새로운 대체 LH가 입수되지 않을 때, DNG 프로젝트 수명 종료시에 회수될 것이다. 판매 금액은 지속기간 시간, 및 구입과 판매 사이의 LH 가격 변동에 따른 순 현재 구제 가치를 가질 것이다.

본 발명의 사상 또는 범주로부터 벗어나지 않으면서 다양한 변화 및 변형이 본 발명의 천연 가스 수송 방법 및 관련 장치에서 수행될 수 있음이 당업자에게 명백할 것이다. 따라서, 본 발명은 첨부된 청구범위 및 그의 등가물의 범주 내에 포함되는 변화 및 변형을 포괄하는 것이 의도된다.