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SPE 114935天然气运输:现状与未来J. Rajnanth, K. Ayeni, and M. Barrufet, SPE, Texas A&M UniversityCopyright 2008,Society of Petroleum Engineers摘要天然气是一种具有多种用途的无污染、清洁型燃料。只有十几个国家的产量占全球产量的84%，因此天然气的使用权在国际政治和经济上已成为一个重要因素。天然气密度小，天然气使用的主要困难是运输和储存。尽管如此，这些年天然气产量已取得大幅度增长。这是由于具有大量天然气储量，天然气广泛使用；其燃烧发电的二氧化碳排放量也是很少的。在过去，石油生产过程中回收的天然气并不是以盈利为目的卖掉，而是简单地燃烧。现在在许多国家这种浪费行为是违法的。埋地管道高压输送是天然气输送最常用的方法。此外，现在许多国家意识到在未来将天然气以LNG、CNG或其它运输方法输送给终端用户，可获得其价值。目前许多情况下将天然气回注地层，以获得最终采收率。在天然气供应链中，天然气运输扮演一个非常重要、关键的角色；最大的挑战是在无环境风险的前提下，将天然气以最低的成本输送给市场。在选择天然气运输方式时市场的再气化是很重要的。本文综述、分析和提供了一些关于目前和未来天然气运输方式的想法。从油气田到市场，输送天然气的方式有管道输送、液化天然气输送、压缩天然气输送、天然气固体（水合物）输送、气体液化输送、气体管线和其他天然气商品输送。本文概述了目前天然气运输方式面临的挑战，讨论借助新的技术或新的天然气运输方式进行改良的可能性。文章的另一个重点是强调和比较影响不同天然气运输方式的的关键因素，这些因素有经济、市场、气体密度、环境风险和再气化问题。序言 从生产地区到消费地区，有效的天然气输送需要大规模、复杂的运输系统。在许多情况下，产自单井的天然气将运行很长的距离到达其使用的地点。天然气运输与其储存紧密相连，当不需要正在输送的天然气时，将其注入储存设备，以备使用时用。 过去影响天然气运输方式的因素有天然气储量、天然气销售周期、与市场间的距离、投资和可使用基础设施以及天然气处理。现在较严厉的环境法禁止燃烧天然气，强烈要求开采伴生气的方法。将天然气输送到市场的可能方法有管道输送、液化天然气运输、压缩天然气输送、天然气水合物输送、气体液化输送、气体管线和其他天然气商品输送。表1所示为不同阶段天然气的运输方式。 天然气储量（2005年）是在6500tcf范围之内，但非常重要的40%也就是2500tcf是滞留气。天然气储量这很少的一部分主要存在俄罗斯、卡塔尔、澳大利亚、阿拉斯加和特立尼达岛。通常大量的伴生气或回注或燃烧，但是现在许多国家禁止大量燃烧天然气。因此须以经济的方式推动滞留气体运输。表1-目前不同阶段天然气的运输方式成熟期发展期将来时管道GTL天然气水合物LNGCNG天然气产品天然气管线管道 这些年管道输送一直是运输天然气最便利的方式。现在管道输送仍是将天然气输送到市场的一个重要的机制。天然气输送系统由一个复杂的管道网络组成，其可以高速、有效地将天然气从产地运输到需求量大的地方。沿管线建立压缩机站，以维持有效的天然气输送工艺。管道直径在656英寸之间。特里尼达65英寸跨岛管道的竣工，使其成为世界上管径最大的管道之一。通常管道的操作压力大于700psig，这取决于管道的寿命和使用的施工材料。美国的管道安装费用从每英里1美元到6美元。实际的价格取决于管径、海上还是陆上、山地或者平原、距离等。 天然气可在地上管道、地下管道和海底管道内输送。内地出口管道通过欧洲、北美。建设天然气管道需要进行大量规划和准备工作。此外,实际建设管道时,必须同时完成若干个允许的管理过程。一系列管道技术如管道材料、安装技术、数据采集与监视控制、监视、自动操作系统，已得到了发展（Verghese，2003）。在世界各个地区正在建设新的管道。表2是一些地区现有的和拟有的天然气管道工程的汇编。天然气管道输送仍然是运输天然气的一种很流行的方式。表2一些地区现有的和拟有的天然气管道工程亚洲中东/北非美国北海/欧洲非洲哈萨克斯坦天然气管道沙迦哈姆利亚天然气管道美国西部天然气管道Medgaz管道-阿尔及利亚-西班牙莫桑比克-南非天然气管道挪威跨亚得里亚海管道阿拉伯天然气管道-埃及到约旦Phoenix地区管道扩大匈牙利-罗马尼亚天然气管道斯里兰卡管道阿布扎比富查伊拉管道希腊-意大利管道通常，天然气管道按其用途可分为三类：（1）集气管道由组成复杂网络的较小互连的管道组成，其用途是将天然气从附近的几个井输送到处理厂或处理设备。在这里，管道通常很短（几百米），管径小。从深水生产平台收集气体的海底管道，也被视为集气管道。（2）输气管道这主要是长距离、大管径管道，使天然气产品在城市、国家、甚至大陆间进行输送。这些输送管网包括管线上若干个压缩机站。（3）配气管线由数个小管径、相互连接的管道组成，将天然气产品输送到终端消费者。配气干线将天然气分配到居民和下游商业。将天然气产品分配到储罐和储存设备的终端管道也属于这组。管道运输工艺管网由数件设备组成，这些设备一起操作使产品从一地输送到另一地。管道系统的主要部分见图1，如下:（1）起点注入站是系统的起点，天然气产品在首战注入管线。储存设备、泵或压缩机通常位于这些位置。（2）压缩机/泵站原油管道沿线设置泵、天然气管道沿线设置压缩机，使产品通过管道。这些站的位置取决于地形、输送产品的类型、或管网的操作条件。（3）断流站/中间站这些设备允许管道操作者分出部分正在输送的产品。（4）截断阀站这些是首次保护管道的管线。有了这些阀门，操作者可以隔断管线任何需要维修的部分，或隔断破裂或泄漏。截断阀站之间的距离通常为20-30英里（48公里），这取决于管道的类型。这些站的位置只取决于输送产品的性质、管道线路和/或管线的操作条件。（5）调压站这是一个特殊类型的阀站，操作者在这里可以释放一些管线的压力。调压阀通常设在下坡侧的最高点。（6）最终接收站/出口站/终端这是将产品分配给消费者的地方。对原油管道来说，它可能是油库；对输气管道来说，可能是与分配管网的连接。图1管道输送示意图 如果管道停工，来自油井的产品、加工和接收终端也将停工。管道输送会面临蓄意破坏、其它人为和自然破坏的风险。普遍认为，小量的储备使用管道是不经济的。经济性 表3所示为世界上一些已计划管道的基础设施。这些编译的数据给出了管道的尺寸、管道长度和预算造价。表3一些拟建设管道的预算管道尺寸/英寸长度/英里费用/百万美元特立尼达拉岛-多巴哥岛176550穿越阿富汗管道5610443,500穿越撒哈拉沙漠天然气管道273410,000哈萨克斯坦天然气管道3,800Medgaz管道-阿尔及利亚-西班牙48/244701,350土库曼-中国天然气管道管网416113,000图2管道预算成本上图是根据表3数据绘制而成。与目前管道的预算成本US3.28百万/英里很相近。这个成本取决于上述几个引用变量。储存能力 通过管道储气的方法，天然气可以暂时储存在管道系统。增加压力可以储存更多的气体。在市场地区高需求时期，可从管道中抽出大量天然气，比在生产地区注入要多。管道储气一般是在非峰值时期实施，以满足第二天的峰值需求。然而，对于传统地下储存来说，这种方法只能提供短期临时的替代。环境 输送易燃或易爆材料的管道，例如天然气，很容易造成特殊的安全问题。管道是破坏行为、蓄意破坏，甚至是恐怖袭击的目标。在战争时期，管道的破坏能严重中断敌人的后勤，所以管道经常是军事袭击的目标。天然气管道是几乎任何一个国家经济发展的重要财产，有必要制定一些政策确保这些财产、管道沿线居民和环境的安全。泄露探测系统对天然气管道系统来说是很有必要的。 还有一些社会问题影响管道的操作。在许多国家，管道盗窃对管道公司来说是个问题。经常会在管道中部发现非法盗窃。在这种情况下，对定位精度的期望很高，探测水平应该在最大流量的2%以下。从沿线巡视到卫星监视，已采取了不同类型的技术和策略。防止管道偶然泄露最常用的技术是计算机管道检测系统。液化天然气LNG 液化天然气即LNG是将天然气转变为液体，方便其储存或运输。LNG是将气体降温至-162左右，其体积是室温下气体体积的1/600。LNG可以海运，也可以陆运。LNG在特定的低温海洋容器或低温道路罐车运输。液化工艺除去氧气、二氧化碳、硫化合物和水。LNG装船，运输到再气化终端，在那里LNG升温，转变为气体。再气化终端通常与储存、管道配气管网（将天然气分配到当地配送公司）或发电厂连接。一个完整的LNG链包括液化厂、低温特压运输船和再气化终端。LNG提供了一个长距离运输天然气安全有效的方式，特别是从管道设施不完善的天然气生产国运输。 天然气液化可追溯至19世纪，当时英国化学家和物理学家Michael Faraday液化不同类型的气体进行试验。1873年德国工程师Karl van Linde制造了第一台实用性可压缩制冷机。在第一家公司意识到天然气潜力期间，1915年Ohio公司在饿坏明州偏僻的地区发现了大量天然气。早在1917年，液化方法就被证实；1920年他们率先发展了天然气管道，将天然气输送到消费者。在19世纪20年代，菲利普斯石油公司创始人Frank Phillips认识到天然气的重要性，其作为有价值流体的副产品例如丙烷、丁烷。 根据1937年开始进行的试验，1941年在俄亥俄州的克利夫兰开始了首次大规模低温液化项目。1945年在试验的基础上开始了第一次从路易斯安那到英国肯伟岛的船运LNG，在肯伟岛英国天然气公司建造了第一个LNG进口终端。1964年英国天然气开始了第一次大规模贸易，当时是英国天然气从阿尔及利亚船运。 第一个商业性质的国际LNG项目是每年40万立方英尺，超过15年的合同期限。LNG供应链包括： 天然气生产将天然气从储层运输到LNG厂的过程 LNG生产由气体到液体的转变 航运使用专业船舶将天然气运输到市场 LNG再气化终端将天然气恢复到气相的转变 天然气利用天然气分配到终端用户已有的工艺技术是康菲石油（优化级联）和电离（丙烷预冷）。新的工艺技术包括：APCI(AP-X)、Linde(MFC)、Shell(PMR)、IFP（Liquefin）（Morgan）。一个广泛使用的工艺是由飞利浦公司发明的菲利普优化级联过程。这个过程包括气体冷却，通过丙烷、乙烯、甲烷制冷的连续水平运行。每个冷却循环可以降低气体的最终冷却温度。液化厂有点像一个巨大的冰箱，里面有巨大的压缩机、冷凝器、压力膨胀阀和蒸发阀。一个单一的液化装置或序列包括几百米耐寒管道。LNG作为液体，加工到一个大气压。通过液化过程去除重烃组分液体，是为了进一步加工。海上浮式LNG生产已经产生，大型浮式生产、储存和卸载设施在未来越来越会有可能。相对于传统的陆上处理厂，海上天然气液化有不同的处理要求。对于大型陆上天然气液化来说，热力学效率无疑是最重要的处理选择因素；而对海上项目来说，其他因素则很重要。热力学效率可能仍然至关重要，然而对海上使用条件例如紧密度、工艺安全性是很值得考虑的。高效预冷混合制冷循环在陆上LNG安装中占主导地位，可能无法满足未来移动的、海上液化项目。以下几表显示进口地区LNG的相关信息。表4大西洋盆地LNG出口国表5太平洋盆地LNG出口国表6中东盆地LNG出口国 目前有近49个已有再气化终端和28个拟建终端。LNG活动正在扩大也将继续扩大。经济性LNG生产与运输所需的最重要的基础设施是LNG厂，LNG厂有一个或多个LNG链，对气体液化来说每一个链是一个独立的组。直到2003年，LNG价格紧跟石油价格。从那以后，尽管石油与天然气的关系依然很强劲，在欧洲和日本LNG价格石油价格低。相比之下，在美国和英国市场，最近天然气价格由于供应和储存的变化先暴涨然后又下跌。价格套利尚未导致区域价格收敛和国际市场的动荡。一直以来，市场是卖方的市场（因此净利润是最好的估计价格）。买方（通过承购责任占据大部分风险）和卖方（通过原油与石油产品的指数占据大部分价值风险）之间市场风险的平衡一直在变化。LNG项目是百万美元的项目。预计各项成本如下所示（Morgan） 表7LNG各项成本下图3根据表4提供的数据绘制而成。图3显示5MMT/y的 LNG加工厂的建设费用接近14.5亿美元。 图3不同处理（液化）能力的LNG加工厂预计成本环境以液体状态存在的LNG无毒、无味、无爆炸性、不易燃。事实上，只有当它气化后与空气混合比例适合时才会燃烧。天然气与空气的混合物只有浓度在5%到15%很窄的范围内才会燃烧。液化天然气的密度只有水的45%，如果溅流出来，它会在水的上部，直到蒸发到大气中。确保LNG安全是数个联邦和州政府（包括美国海岸警卫队）优先考虑的问题。一些环境组织强烈反对LNG的使用。一个（不详）研究提出，加利福尼亚附近拟建造的LNG终端每年排放2500万吨温室气体。在美国西海岸，有超过五个新的LNG进口码头已经提出；环境组织，例如太平洋环境、RACE、Rising Tide已前去反对他们。再气化 再气化终端是非常昂贵的，国家必须考虑这巨大的投资成本。现在船已具备再气化能力。最近船对船的转输已经出现，是指将来自LNG气化容器的LNG转到传统的LNG船。GTW 考虑到许多国家和研究人员，GTW给出了选择。在这个过程中，天然气转化为高压直流电，然后输送到市场。对于海上操作，此时到达海岸线的高功率线很昂贵。因为直流电需要较少的花费，在长距离时推荐使用直流电缆（Watanabe,2006）。对于GTW来说，交流向直流转换技术的发展可以改变整个经济画面。在这个系统中，发电机的关闭不会引起整个生产设施的关闭，特别是在使用伴生气时。如果操作有问题，系统会安全、快速地关闭；相当快、方便的启动。 有一些建议，将天然气从海上油田通过管道输送到陆上，在陆上以很高的效率发电，然后输送给消费者。这种方式有几个优点，包括降低操作成本和风险。 日本石油天然气和金属国家公司（JOGMEC）、日立公司、日挥株式会社、Toyohashi University of Technology和阿拉伯石油公司完成了一个关于GTW系统的研究项目和可行性研究。该项目利用热效率高达50%的、低成本、低排放的GTW，GTW使用燃气轮机联合循环系统（GTCC）。变流电站是必须的，可以完成交直流的相互转变。在这项研究中，完成了实用低成本气体处理设施和新型小的燃烧器的设计。研究成果表明，GTW适用于小型气田和10bcf到1tcf储量的伴生气。GTW使边缘气田具有开采价值，运输的能量损失更小（Watanabe,2006）。 阿尔及利亚现在已经开始研究GTW技术，在未来可能会增加GTW的方案。压缩天然气（CNG） CNG目前在一些国家使用，用汽车运输，作为传统燃料如汽油和柴油的替代品。现在CNG有利于海上天然气的销售，为短距离运输提供了一个有效的方式。压缩天然气在很高的压力下压缩。典型的压力范围是从富气的1800psig到贫气的3600psig。CNG供应链包括： 天然气生产 压缩设施 制冷/船舶装卸设施 运输系统 船舶接收设施 储存设施(如果容器不能用作储存) 下游天然气分配设施CNG在技术上是很简单的，对设备和基础设施的要求很低。已经提出了几个高压和容器技术。文献中CNG的概念包括： Coselle by Cran & Stenning VOTRANS by Enerseas GTM by TransCanada CRPV Technology PNG TechnologyCoselle by Cran & Stenning 这个设计源于Coselle概念，由旋转木马型式的小直径、长卷管道组成（图4）。这个结构允许6-8个单元堆积，也可防止管道损坏。典型的单Coselle由10英里6英寸管径的高强度管线组成，这些管线弯成像卷轴的支撑结构，称其为旋转木马。天然气以3300psig左右的压力储存在管道内。每个Coselle在接近环境温度下可以储存近3.3MMscf的天然气。对每一个容器来说，这是一个非常大的气体量。有若干个Coselle的船的设计（图4）已经开发出来了，范围由16个Coselle航运大约50MMscf气体到144个Coselle航运大约450MMscf气体。 图4Coselle CNG 运输系统（） 2006年，世界上第一艘CNG运输船批准建设；从那以后，灵活的CNG船队由具有16、25、84和大量Coselle运输和储存模块的船只组成，并且获得评估。这些船只的储存能力从50MMscf到275MMscf。VOTRANS by Enerseas CNG运输的另一个建议是Votrans(体积优化运输和储存)的概念。在这个设计中，船只在绝缘储存组中装载长直、大管径管道（图5）。Votrans技术提供前所未有的储存能力，每船可储存CNG 20亿cubic feet，船体超过4000英里。 图5Votrans概念（）在过去的几年中，CNG Votrans油舱的严格测试包括几种全尺度CNG气瓶的制造。CNG Votrans 船只可以直接接受来自生产设施的各种气体组分，从而减少昂贵的现场气体处理费用。GTM by TransCanada 横跨加拿大的天然气运输模式（GTM）(Stephen,2006)使用复合压力加强容器技术，钢体容器内衬玻璃纤维压板。该容器可通过铁路、海运和公路服务运输天然气。总体设计见以下图6。已证明该技术，并应用于地下汽油储罐、消防呼吸罐等的设计。图6-TransCanada的GMT理念TransCanada驳船安装模式 下表8所示为这一理念的压力容器规格。42”GTM 的原型已建造并通过测试。其他尺寸也是可能的，但以下所示尺寸是最经济的。 表8- GTM容器规格船舶、驳船、卡车和火车安装模式的概念型设计是可行的，但基于试点项目的海洋驳船目前正在设计阶段。GTM给市场提供了更多的灵活性；与建造同水平CNG运输方案相比，GTM运输每体积可减少40%的重量。PNG Technology 加压天然气容器(PNG)(Spano,2006)由Knutsen OAS发明。这项技术由钢制垂直管型CNG瓶组成，堆放在船舱（图7）。气体储存在非常高的压力（高于3500psig）和室温下。已经设计出三种不同的运输船。 图7-Knutsen Vertical Steel CylindersCRPV 技术 复合材料压力容器（CRPV）是由Trans ocean gas发展的。该项技术是基于使用纤维加强塑料（FRP）容器通过船舶运输CNG。复合材料压力容器比钢制容器轻。钢构架结构用于房屋和在组中存放大量FRP瓶。这些瓶与不锈钢钢管连接。如图8所示。图8-CRPV储存组下表(Spano,2006)显示与运输CNG相比较的五个不同概念。 表9 也可以使用卡车将压缩天然气运输到当地市场。在Quebec，来自Galt地区的生产率先使用压缩天然气（CNG）运输系统。来自这一地区1#、3#井天然气的日产量为近3.7万立方英尺。由于缺少管道基础设施，卡车运输压缩天然气在这个案例研究中是可行的经济替代。天然气液化 在天然气液化技术中，天然气转变为液体，例如合成原油、甲醇和尿素，然后再运输。天然气以这种方式生产大量石油化工产品，包括甲醇和氨；但是市场有限，这些通常用于储气量小的用户。由于液体运输、销售和分配到更大的市场便宜，所以GTL技术很有用。这些可以通过现有的管道或成品油轮运输，甚至和现有原油或成品油流混合。GTL项目是可扩展的，允许对较小气藏设计优化和应用。竞争力的关键影响因素是资金成本、工厂的运营成本、原料成本、规模和达到高的生产率的能力。GTL不能与传统的石油生产相比较，除非天然气有低的机会成本，并且也不容易运输。GTL不仅可以增加价值，还具有生产产品的能力；这些产品可以销售或混合输送到炼厂，作为无污染的优质产品，很适合污染严重的地方。合成来自其他地方的几乎任何碳氢化合物，在技术上是可行的；在过去五年里，已经研发几种合成来自天然气的液体碳氢化合物的工艺。有两种较为广泛的GTL技术可以生产合成石油产品（合成原油）：一种是将天然气直接转换；另一种是通过合成气的间接转换（合成气）。甲烷（通常是85%-90%）的直接转换可以消除生产合成气的成本，但涉及到很高的活化能，并且很难控制。已经发展了几个直接转换工艺，但没有一个可以商品化而具有经济吸引力。可以通过F-T合成或甲醇实施间接转换。合成气步骤通过部分氧化、蒸汽重组或两个工艺的结合，将天然气转化为氢气和一氧化碳。合成气向液态烃的转换，是一氧化碳和氢在多相催化剂表面的链增长的反应。催化剂是铁基，或者钴基；反应大量放热。温度、压力和催化剂决定生成的是轻烃还是重烃。下图9所示为这一过程的图解。 图9-GTL简化工艺图解 煤油、粗汽油和合成原油是来自GTL转换工艺的液体产品。这个工艺的挑战是非常昂贵的自然资本的转化，其来自以下三个工艺：一个氧气供应厂，一个从天然气中分离CO2的装置和H2分离装置的优化合成气组合。日本联合研究和提出了一个新的GTL技术，该项技术可以利用天然气中含有的CO2（高于30%）而不需要O2(Suehiro,2005）。下表10是一些世界上当前和拟议的GTL工程的汇编。它给出了GTL世界一些好的代表。表10一些当前和拟议的GTL项目经济下图使用表10的数据，显示GTL工程的成本与能力的大小。表10-不同大小GTL厂的预算成本 在处理能力的基础上，项目的预算成本可以用于上述图表。例如，一个处理能力为75,000 bpd GTL厂可能花费大约近78亿美元。环境 GTL厂生产非常清洁的产品，主要是向炼厂传统市场供应的中间馏分油（柴油组分）。与传统炼油厂相比，GTL厂不生产重产品，如重燃料油和沥青。 事实上，无论生产还是使用，硫、氮和芳香烃都是自由排放，GTL产品在空气质量方面有很大改善；与现有的方法相比，不会造成进一步的全球变暖。 GTL产品事实上是纯的石蜡烷烃，具有很好的燃烧性能，燃烧时火焰光滑、且易控制。GTL燃料有75-80个十六烷，比通常炼厂柴油45-50个十六烷多。十六烷值越高，燃烧越完全，产生的废物越少。 观点 据预测，随着来自政府、环境组织和大众对减少环境污染压力的增大，用于化工和能源生产的GTL的使用将快速增长；其中环境污染包括与以石油和柴油为燃料的车辆所排放的气体和颗粒物。然而，很明显，GTL技术在商业上并未完全取得成功。来自GTL项目的收益将取决于石油产品市场价格的预测和对GTL生产燃料的环境优势的预订价格涨幅。天然气产品 现在天然气产品被视为所有化学气体的转化。这些包括天然气液化、天然气制甲醇和DME（二甲醚）、天然气治氨和其它、天然气制汽油和氢气以及天然气制烯烃（Feisch）。煤、石油焦和生物体都可以用作原料代替甲烷生产上述所有产品。天然气产品允许高价值产品的运输和新的天然气市场的渠道。 下图11是描述几种来自天然气的化学产品到化学工艺的原理图。这些包括甲醇、DME、烯烃和氨。 图11-天然气化工过程图二甲醚（DME）是一个非常有用的产品。它的性质和液化天然气（LNG）很相似，可以用作多功能燃料。DME可以在车辆中用作柴油燃料，在LPG扩充器和电力生产中得到了商业应用。在接下来的几年中，DME/甲醇在中国有望得到巨大的增长。截止到2010年，中国的产量有望增长到8,335,000吨/每年(Fleisch)。特立尼达岛在西半球正快速成为一个甲醇生产大国，其净生产量超过6百万吨。特立尼达岛被视为世界GTP的首都。图12所示为从特立尼达岛到全球几个市场的甲醇出口。目前，特立尼达岛有7个甲醇制造企业和8个氨厂。图12-从特立尼达岛到市场的甲醇出口表11描述了世界上一些主要的甲醇和DME项目。在这个行业有很大的增长和活力。表11-主要的甲醇和DME项目天然气水合物 天然气水合物是天然气运输的另一种可能的形式。天然气水合物是由天然气与水混合生成的固体产品。它是一种类似于冰的晶体物质，天然气与水以氢键稳定。 研究人员认为，与其它运输方式（例如压缩天然气和液化天然气）相比，天然气水合物形成提供了一个更容易生产、安全和廉价的捕捉天然气的储存方式。因此，这是一个很有前景和吸引力的天然气运输方式。天然气水合物有很高的气固比。一方水合物含有150-180方天然气和一方的水。储存能力取决于水合物的结构是否是型、型还是H型。天然气组成和所使用的添加剂决定这些结构的形成。影响储存能力的因素有笼的不完整填充、杂质和水合物的不完整包裹。气体水合物自我保存效果很好。一旦形成水合物，可以在大气压下储存，温度仍需在-5到-15。 日本一家公司已经十分清楚地表明，运输天然气水合物是可行的。他们已经证明一个厂每天可生产多达600千克的水合物，以所有必要的相态（水合物形式、储存、球团和控制分离，或天然气和水分离）输送甲烷。然而，液体天然气设备需要-162的温度，Mitsui厂在-10操作，这就意味着节省大量冷却成本。在2020-2030年，日本公司旨在提高NGH技术以供应全世界消费者每年1亿吨天然气（当量）。为了达到这个目标，他们将日期设为接近2012-2013年，那时将是NGH向商业化发展供应链项目的过渡。他们计划进行可行性研究，实施试点项目来证明海洋运输和与一些合作伙伴提高规模技术。据认为，在供应链（生产、造球、容器、储存和再气化）中，从最初的工作，设施的最初资本支出估计为20%-25%，比LNG低（Rajnauth,2008）。 天然气水合物可以使用特殊的载体运输，这些载体不是对现有载体的改善，就是新的载体。这些载体设计成船桨型、干燥水合物型或假定水合物型。干燥固体可以在大气压力下运输，温度范围为-5到-10，因此在孤立的载体中不需要制冷。次影响因素是在水合物运输过程中进一步提高经济性，特别是在大气压和零摄氏度下。几种类型的载体已经提出。这些载体包括散装船、拖曳驳船、LPG船、驳船和汽车运输。 一个主要关注的是在分离的过程中需要加热使水合物分离。然而，再气化厂可以离电厂很近。在这种情况下，可以选择使用来自电厂的废热驱使分离过程。 与管道或LNG运输天然气相比，一些预算表明，水合物在运输大量天然气时投资小、运行费用低。较低成本的差异是完全不同的（比LNG小25%），简单、灵活的工艺使天然气水合物运输更具竞争力。总结天然气储量 大量可利用的天然气储量决定所选的运输方式。表12是每种天然气运输方式所需的预计数量。表12-天然气运输项目所需的储量 大储量天然气运输可使用LNG运输。然而，对于天然气储量小于1tcf，可选用几种天然气运输方式；选择取决于几个标准，包括市场和运输的距离。条件 使用某一不同运输天然气的方法所需的条件如下所示。LNG需要在-162的温度下输送天然气。使用CNG作为运输天然气的方式需要压力大于2000psig。NGH可以在常温常压下输送，是运输天然气很有竞争力的方式。如表13所示。天然气储存比较表明，1立方LNG可储存640标准立方的天然气。对NGH而言，160-180标准立方的天然气可以储存在1立方水合物中。对CNG而言，1立方CNG可储存74标准立方的天然气。表13-一些天然气运输方式的条件和储存能力成本天然气运输需要大量投资，仅仅是因为与油品相比天然气不容易运输。下表14所示为运输方式所需的投资数目。 表14-资本投资和工厂效率的总结不同工厂的产量 如果我们考虑来自某一地区的日生产量为100mmscf，表15比较了工厂的产量和每种运输天然气方式所需的能量。从能量角度来说，LNG、管道和甲烷水合物是很有利的。从工厂的产量角度来说，LNG需要2116吨运输日生产量100mmscf，而甲烷水合物需要15,666吨运输同样多的天然气。如果我们考虑交通条件，天然气水合物需要在常温常压下运输，而LNG需要在-162下运输。当考虑天然气向GTL、CNG和甲醇转换时，根据Btu(British thermal unit),在产品方面能量将会有很明显的减少。如表15所示。表15-输入100mmscf/d时工厂的生产量运输 不同天然气运输方式的运输效率如下。管道运输适合短距离（<3000km）。LNG和天然气水合物用于长距离运输。GTW也期待用于短距离运输。甲醇和GTL用于长距离运输；然而，它们的效率比LNG低。图13给出了一些天然气运输方式的运输效率。 图13-不同天然气运输方式的运输效率下表16是对不同天然气运输方式现状的小结。表16管道仍很流行-限于较短的距离LNG现在最受欢迎的技术，大成本GTL正在发展的技术，使滞留气成为可能甲醇/MDEGTP运输高品质产品，具有新的市场价值CNG对小区域有很大潜力，短距离输送Gas to Wire非常昂贵，但直流输送成本有望降低天然气水合物滞留气田潜力很大，特别是当0和大气压下输送成为可能天然气输送的未来 有必要不断进行研究和开发及价值工程，以降低工厂成本和提高效率。新的浮动应用和概念在未来的天然气运输行业可能会很有用。天然气水合物可能会商业化，对滞留气田有用。结论 运输天然气是一个资金密集型行业，需要数十亿美元的投资。可用几种方法将天然气输送到市场。考虑交通效率，LNG和天然气水合物适用于长距离运输。管道和CNG最适合于短距离。需要天然气运输技术的改进来出售滞留气。在一些新的在建和拟建项目中，通过LNG和管道运输天然气仍在继续增长。随着甲醇厂和MDE厂的建造，GTP行业已取得进步。GTL厂的数量已有增加，全球的能力和技术的进步促进了这一增长。CNG运输在未来有望增长，然而，需要技术的改善促进其增长。在CNG方面进一步的研究和开发是有用的。一旦天然气水合物技术商业化，它在滞留气方面将会成为具有竞争力的天然气运输方式。命名ACPI = 大气压化学电离CNG = 压缩天然气DME = 甲醚 GTC = Gas to Chemicals GTL = Gas to Liquids GTP = Gas to Products GTM = Gas Transport Module GTW = Gas to Wire MW = 兆瓦LNG = 液化天然气LPG = 液化石油气NGH = 天然气水合物 References Aguilera, R., Lavoie, J. 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