Доставка природного газа в форме раствора жидких углеводородов при температуре окружающей среды Российский патент 2019 года по МПК F17C11/00 C10L3/10 C10G5/06 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники, к которому относится изобретение

Настоящее изобретение относится к транспортировке природного газа и, в частности, оно относится к способу транспортировки природного газа посредством растворения в жидком углеводороде.

Описание предшествующего уровня техники

Предложение природного газа в США возрастает с такой скоростью за счет добычи так называемого нетрадиционного газа или добычи “сланцевого газа”, что в конечном итоге служит основанием экспорта природного газа из США. В настоящее время США не занимается экспортом природного газа за рубеж, несмотря на то, что зарубежный экспорт природного газа является установившейся отраслью промышленности за пределами США.

10% от объема мировой добычи природного газа в 2014 году транспортировали посредством морских перевозок в виде сжиженного природного газа, LNG. Основные страны-экспортеры, такие как Катар, Малайзия, Индонезия, Нигерия и Австралия, имеют крупные месторождения природного газа, где добывают объемы, значительно превышающие потребности страны. Рынки импорта природного газа посредством морской транспортировки находятся преимущественно в Японии, Китае, Южной Корее, Индии и Тайване.

Начинает возникать состояние, при котором предложение внутри США превышает потребности страны. США является лидером в производстве и потреблении природного газа по всемирным показателям: подводя итог, в 2014 году производство и потребление в США составляло 22% от общего количества по всем странам мира. Только на долю двух других стран, Китая и России, пришлось более 5% от всемирного производства и потребления. Следовательно, обстоятельство повышенного предложения природного газа в США, может теоретически добавлять существенные объемы на международные рынки природного газа.

Таким образом, морская транспортировка природного газа из США за рубеж предпринимается правительством и промышленностью США. Следовательно, важной является попытка улучшить экономическую эффективность морской транспортировки природного газа в США. Настоящее изобретение способствует осуществлению данной попытки.

Транспортировку природного газа внутри страны фактически осуществляют только посредством трубопроводов. Тем не менее, природный газ не транспортируется посредством трубопроводов через большие водные пространства вследствие непомерно высоких затрат на материалы трубопроводов и дополнительного оборудования и на их установку. Таким образом, экспорт природного газа “через океан” осуществляют только в виде отдельных перевозок с помощью морских суден.

Транспортировка посредством трубопроводов заключается в течении газа непрерывным потоком из места происхождения под высоким давлением в место сбыта под низким давлением. По суше течение в виде непрерывного потока по трубопроводу является существенно более экономически эффективным, чем транспортировка газа в виде отдельных перевозок посредством нефтевоза или железнодорожного транспорта.

Транспортировка в виде отдельных перевозок (морские судна, железнодорожный транспорт или нефтевоз) больше подходит для углеводородной жидкости, чем для природного газа, поскольку единица объема жидкого углеводорода, такого как неочищенная нефть, бензин, дизельное топливо или керосин, содержит существенно большее количество энергии, чем единица объема природного газа. Для наглядности при атмосферном давлении и температуре окружающей среды 1 кубический фут неочищенной нефти и 1000 кубических футов природного газа характеризуются одинаковой теплотворной способностью. Таким образом, необходимо осуществить 1000 отдельных перевозок природного газа в условиях окружающей среды для транспортировки эквивалентного количества энергии, как при 1 подобной перевозке неочищенной нефти.

Следовательно, для реалистичных эффективных отдельных морских перевозок природного газа необходимо, чтобы данный газ имел теплотворную способность при намного меньшем объеме, чем при объеме в условиях окружающей среды, поэтому его плотность необходимо увеличить. В настоящее время это коммерчески осуществляется при давлении окружающей среды путем понижения температуры газа подходящим образом так, что он становится жидким, или путем сжатия газа при температуре окружающей среды с помощью достаточного давления так, что, хотя он остается в газообразном виде, он занимает существенно меньший объем. Они представляют собой два основных физических подхода, применяемых в настоящее время для получения, сжиженного природного газа - LNG и сжатого природного газа - CNG, соответственно, для отдельной транспортировки природного газа.

В настоящее время LNG является коммерчески целесообразным способом морской транспортировки природного газа. CNG до сих пор не являлся коммерчески пригодным вариантом морской транспортировки, несмотря на многочисленные предложенные проекты за предшествующие 50 лет.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В первом аспекте изобретения предложен способ транспортировки природного газа, включающий: обеспечение углеводородной жидкости, причем углеводородная жидкость является стабильной жидкостью при температурах и давлениях окружающей среды;

смешивание природного газа с углеводородной жидкостью при температуре

окружающей среды и высоком давлении с получением жидкой смеси, причем жидкая смесь является жидкостью, содержащей природный газ, растворенный в углеводородной жидкости; и

транспортировку жидкой смеси с применением морского танкера из первого местоположения во второе местоположение, во время которой жидкую смесь

поддерживают при температуре окружающей среды и высоком давлении.

В указанном способе углеводородная жидкость может представлять собой неочищенную нефть.

В указанном способе углеводородная жидкость может представлять собой дистиллят неочищенной нефти.

В указанном способе на этапе смешивания возможно смешивать более 20 объемов природного газа в одном объеме углеводородной жидкости.

В указанном способе высокое давление может составлять более 1000 фунтов/кв. дюйм (абс.).

Указанный способ может дополнительно включать перед этапом смешивания кондиционирование природного газа, в том числе дегидратацию и удаление сероводорода.

В указанном способе этап смешивания можно осуществлять в морском танкере.

В указанном способе этап смешивания можно осуществлять в буферной емкости для хранения, причем способ может дополнительно включать погрузку жидкой смеси из буферной емкости для хранения в морской танкер.

В указанном способе этап смешивания может включать: погрузку объема углеводородной жидкости в емкость для смешивания при температуре окружающей среды и обеспечение прохождения природного газа при высоком давлении через углеводородную жидкость из нижней части емкости для смешивания и обеспечение циркуляции смеси для предотвращения разделения газа/углеводородной жидкости. В этом случае емкость для смешивания может представлять собой морской танкер или буферную емкость для хранения.

В предлагаемом способе этап смешивания может включать сжатие природного газа в емкости для смешивания при температуре окружающей среды и закачивание углеводородной жидкости при высоком давлении в виде капель или аэрозоля в емкость для смешивания. В последнем случае емкость для смешивания может представлять собой морской танкер или буферную емкость для хранения.

В предлагаемом способе на этапе смешивания показатель уменьшения объема природного газа, растворенного в углеводородной жидкости при заданном давлении при температуре окружающей среды, может быть ниже показателя уменьшения объема того же природного газа, когда к природному газу прикладывают то же заданное давление при той же температуре окружающей среды.

Предлагаемый способ может дополнительно включать высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси. В этом случае этап высвобождения может включать этап дегазификации, который включает направление жидкой смеси из морского танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, при этом жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.

Если предлагаемый способ дополнительно включает высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси, в этом случае способ может дополнительно включать перед этапом транспортировки погрузку объема воды в танкер, причем этап высвобождения включает этап дегазификации,

который включает: спускание некоторого количества или всей воды из танкера, причем газ отделяют от жидкой смеси в пространство газовой шапки, созданное в результате спускания воды; и подачу по трубопроводу только газа из морского танкера, пока газ непрерывно заполняет пространство газовой шапки, оставляя в итоге жидкий углеводород в морском танкере, причем жидкость представляет собой углеводородную жидкость при

давлении и температуре окружающей среды.

Если предлагаемый способ дополнительно включает высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси, в этом случае, этап высвобождения может включать включает этап дегазификации, который включает: закачивание воды в нижнюю часть грузовых отсеков танкера и перемещение жидкой смеси из отсеков при поддерживании высокого давления в отсеках; и направление жидкой смеси из танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, причем жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.

Второй аспект изобретении касается способа транспортировки природного газа, включающий: транспортировку жидкой смеси с применением морского танкера из первого местоположения во второе местоположение, причем жидкая смесь представляет

собой смесь природного газа с углеводородной жидкостью, поддерживаемой при температуре окружающей среды и высоком давлении, причем углеводородная жидкость является стабильной жидкостью при температурах окружающей среды и давлениях окружающей среды, причем жидкая смесь представляет собой жидкость, содержащую природный газ, растворенный в углеводородной смеси, и при этом во время

транспортировки жидкую смесь поддерживают при температуре окружающей среды и

высоком давлении; и высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси.

В предлагаемом способе высокое давление может составлять более 1000 фунтов/кв. дюйм (абс.).

В предлагаемом способе этап высвобождения может включать этап дегазификации, который включает: направление жидкой смеси из морского танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, при этом жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.

Предлагаемый способ может дополнительно включать перед этапом транспортировки погрузку объема воды в танкер, причем этап высвобождения включает

этап дегазификации, который включает: спускание некоторого количества или всей воды из танкера, причем газ отделяют от жидкой смеси в пространство газовой шапки, созданное в результате спускания воды; и подачу по трубопроводу только газа из морского танкера, пока газ непрерывно заполняет пространство газовой шапки, оставляя в итоге жидкий углеводород в морском танкере, причем жидкость представляет собой

углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды.

В предлагаемом способе этап высвобождения может включать этап дегазификации, который включает: закачивание воды в нижнюю часть грузовых отсеков танкера и перемещение жидкой смеси из отсеков при поддерживании высокого давления в отсеках; и направление жидкой смеси из танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, причем жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение предусматривает альтернативу двум преобладающим подходам для морской транспортировки природного газа, LNG и CNG.

Альтернативный способ представляет собой сжижение природного газа при температуре окружающей среды, достигаемое путем смешивания природного газа при высоком давлении с углеводородной смесью, которая является жидкой при температуре окружающей среды и давлении окружающей среды. Неочищенная нефть является наиболее распространенной и, возможно, наиболее подходящей углеводородной смесью, которая является жидкой в условиях окружающей среды. Тем не менее, другие подходящие углеводородные смеси могут предусматривать продукты дистилляции неочищенной нефти, которые являются жидкими в условиях окружающей среды.

Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения природный газ, подлежащий транспортировке, смешивают с исходным раствором углеводородной жидкости при температуре окружающей среды и при значениях давления, превышающих атмосферное давление, при которых газообразная фаза переходит в жидкую фазу посредством природных и хорошо известных явлений равновесия углеводородной газожидкостной фазы. Поскольку газ “растворяется” в жидкости неочищенной нефти, заимствуя выражение из лексикона в области технологии газонефтедобычи, в пределах которой исторически наиболее широко изучалось равновесие фаз природный газ - неочищенная нефть, состояние смешанной жидкости для транспортировки соответственно называется растворенный природный газ или DNG.

Углеводородная жидкость, с которой смешивают природный газ, подлежащий транспортировке, будет именоваться жидким углеводородом, “LH”, в остальной части настоящей заявки. LH представляет собой жидкость при температуре и давлении окружающей среды. Примеры LH включают любую неочищенную нефть и любое производное дистилляции неочищенной нефти, которое является жидким в условиях окружающей среды, такое как бензин, керосин, реактивное топливо, дизельное топливо, котельное топливо или жидкости, используемые для составления промывочных жидкостей на неводной основе в отрасли промышленности бурения газонефтяных скважин.

DNG представляет собой жидкость, состоящую из LH, смешанного с природным газом, сжиженным, подлежащим транспортировке. DNG сохраняется и транспортируется при температуре окружающей среды и повышенном давлении. Допустимые значения давления для DNG являются относительно высокими по отношению к текущим максимально допустимым значением давления на морских суднах, они могут достигать 3500 фунтов/кв. дюйм (изб.). Таким образом, для достижения практической реализации DNG необходимы новый дизайн и конструкция морских суден для безопасной транспортировки жидкости под высоким давлением.

Сжиженный природный газ подвергают дегазификации в конечном пункте транспортировки при температуре окружающей среды путем сбрасывания повышенного давления до давления окружающей среды.

Способ с использованием DNG существенно отличается от двух основных способов морских транспортировок, использующих LNG и CNG. LNG представляет собой жидкость, полученную посредством сжижения природного газа при атмосферном давлении и криогенной температуре. CNG представляет собой газ, полученный посредством сжатия природного газа при повышенном давлении и температуре окружающей среды. DNG представляет собой жидкость, полученную посредством растворения природного газа в LH при повышенном давлении и температуре окружающей среды.

Способ с использованием DNG также отличается от двух основных способов тем, что DNG-газ, который дегазифицирован, не обязательно является тем же газом, который сжижен. Смешивание с LH изменяет состав природного газа, степень изменения которого отдельно зависит от состава LH и состава природного газа. Газы LNG и CNG, распределяемые в порту назначения, являются теми же, которые поступили на морское судно, способы с использованием LNG и CNG не изменяют состав транспортируемого природного газа.

Несмотря на то, что LNG занимает значительно меньший (~1/3) объем, чем DNG, способ согласно вариантам осуществления настоящего изобретения имеет теоретически существенное преимущество по затратам над способом с использованием LNG, поскольку его осуществляют при температуре окружающей среды, тем самым нет необходимости в криогенном оборудовании и охлаждающей способности.

Также при DNG нет необходимости в существенном кондиционировании природного газа, как в случае LNG, т. е. удалении кислых газов, углекислого газа и сероводорода, удалении азота и ртути и дегидратации. Это вышеупомянутое кондиционирование LNG является необходимым для удовлетворения техническим требованиям продукта, предотвращения коррозии и предотвращения закупоривания оборудования, поскольку углекислый газ и вода замерзнут до твердого состояния во время криогенного сжижения, возможно приводя к закупориванию и соответствующим угрозам безопасности и повреждению оборудования. Для способа с использованием DNG может потребоваться дегидратация и удаление сероводорода для сведения к минимуму коррозии, но другие процессы кондиционирования могут не быть необходимыми.

Для DNG не будет требоваться фракционирование углеводорода, необходимое для LNG. Количество фракций углеводорода, тяжелее пропана, должно быть существенно уменьшено для LNG, поскольку их температура застывания выше, чем температура сжижения для метана, этана или пропана. Необходимо избегать образования твердого застывшего углеводорода во время способа с использованием LNG для предотвращения закупоривания и соответствующих угроз безопасности и повреждения оборудования.

Оборудование и способ, необходимые для кондиционирования и фракционирования природного газа, составляют значительную часть, ~10%, от общей стоимости и эксплуатационных расходов на проект для LNG.

Все компоненты неочищенного природного газа, в том числе примеси, являются растворимыми в LH. Следовательно, способ с использованием DNG не требует кондиционирования или разделения на фракции и соответствующего оборудования.

Относительно недорогое компрессионное оборудование, общеприменимое при нефтепромысловых операциях, может быть использовано для получения DNG в порту погрузки, и относительно недорогое сепарационное оборудование, также общеприменимое при нефтепромысловых операциях, может быть использовано для дегазификации в порту назначения.

Настоящее изобретение является подобным способу с использованием CNG в отношении уменьшения объема, однако оно существенно отличается тем, что CNG представляет собой газ, а DNG представляет собой жидкость. Ожидается, что, если DNG коммерчески отличается от CNG, он будет предпочтительным, поскольку DNG представляет собой жидкость. Если технологические разработки и разработки по технике безопасности являются усовершенствованными в характеристиках контейнера для морской перевозки жидкости, в частности, в недорогой конструкции больших, работающих при высоком давлении морских суден, и если эти судна обеспечивают технические преимущества, преимущества относительно безопасности, экологические и экономические преимущества транспортировки жидкости над транспортировкой газа, способ с использованием DNG может достигать более высокой коммерческой ценности, чем с использованием CNG.

Могут быть осуществлены два типа транспортировки DNG. Сначала партия LH может быть смешана с природным газом, подлежащим транспортировке, с образованием DNG в порту погрузки, причем такая партия LH используется в нескольких океанских перевозках DNG. Природный газ, растворенный в LH во время каждой перевозки, может быть дегазифицирован для распределения в порту назначения. LH может оставаться на корабле для обратной транспортировки в порт погрузки для смешивания с другим объемом природного газа, предназначенного для океанской транспортировки.

Неочищенный продукт может быть продан в любое время по рыночной стоимости.

Альтернативно, LH может быть высвобожден и продан вместе с дегазифицированным природным газом в порту назначения при первом прибытии и не будет использован в нескольких перевозках. Корабль затем может вернуться в порт погрузки пустым, принять новую партию LH, которая впоследствии может быть смешана с объемом природного газа, предназначенного для океанской транспортировки.

Дополнительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут изложены в следующих описаниях и частично будут очевидны из описания, или могут быть изучены при практическом применении изобретения. Цели и другие преимущества настоящего изобретения будут осуществлены и достигнуты с помощью конструкции, конкретно указанной в письменном описании и в соответствующей формуле изобретения, а также в прилагаемых графических материалах.

Для достижения этих и других преимуществ и в соответствии с целью настоящего изобретения, как показано в вариантах осуществления и описано в широком смысле, настоящее изобретение предусматривает способ транспортировки природного газа, который включает: обеспечение углеводородной жидкости при температурах окружающей среды и давлениях окружающей среды, смешивание природного газа с углеводородной жидкостью при температуре окружающей среды и высоком давлении с получением жидкой смеси, причем жидкая смесь содержит природный газ, растворенный в углеводородной жидкости; транспортировку жидкой смеси с применением морского танкера из первого местоположения во второе местоположение, при этом жидкую смесь поддерживают при температуре окружающей среды и высоком давлении; и высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси.

Следует понимать, что как предыдущее общее описание, так и нижеследующее подробное описание являются иллюстративными и пояснительными и предназначены для предоставления дополнительного пояснения заявленного изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

На фигуре 1 схематически показаны способ и оборудование для смешивания природного газа и LH в танкере для DNG согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 2 схематически показаны способ и оборудование для смешивания природного газа и LH в установке для смешивания на суше и последующей погрузки DNG-жидкости в танкер для DNG согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 3 схематически показаны способ и оборудование для дегазификации природного газа путем разделения на суше согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фигуре 4 схематически показаны способ и оборудование для дегазификации природного газ в танкере для DNG согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

В вариантах осуществления настоящего изобретения используют такое основное физическое свойство любого природного газа, что он может находиться в состоянии равновесия газожидкостной фазы с любым LH, при любой температуре.

Другими словами, когда некоторый объем любого природного газа, например, при температуре окружающей среды смешивают с любым объемом LH и создают достаточное давление, природный газ становится жидкостью, компонентом LH. “Увеличение” объема LH происходит при переходе из газообразной фазы в жидкую. Несмотря на то, что объем LH увеличился, он не содержит фазу свободного газа, он на 100% является жидкостью при температуре окружающей среды.

Дополнительные объемы природного газа, которые смешивают с LH, также превратятся в жидкость при дополнительном создании достаточного давления и, немаловажно, при температуре окружающей среды. Продолжительное добавление газа в LH и повышение давления в конечном результате приведут к тому, что смесь превратится в газ. Тем не менее, эта стадия газификации может быть гарантированно предсказана и предотвращена, поскольку известны составы LH и природного газа, и явление равновесия фаз хорошо изучен и гарантированно предсказан.

Неочищенная нефть - универсальная несущая среда для природного газа

Оптимальный с технической и экономической точки зрения LH представляет собой неочищенную нефть, принимая во внимание ее низкую стоимость и распространенность по сравнению с альтернативами LH, т.е. продуктами дистилляции неочищенной нефти. Обработанные дистилляты неочищенной нефти являются более дорогостоящими, чем неочищенная нефть, и менее распространенными географически, поскольку они должны создаваться на нефтеперерабатывающих заводах, и практически, поскольку они, как правило, имеют установленные, закрепленные рынки.

Неочищенная нефть представляет собой встречающуюся в природе углеводородную смесь, которая является жидкой в условиях окружающей среды, которая образуется в виде текучей среды, называемой нефтью, которая находится в подземных пластах. Нефть образована из древнего органического материала при повышенном давлении и температуре, посредством природных процессов, известных как диагенез и крекинг, возникающие с интервалами, измеряемыми согласно геохронологии.

В лексиконе отрасли технологии добычи нефти природный газ обозначают как “растворимый” в неочищенной нефти. Он “растворяется”, или сжижается, в неочищенной нефти при повышенном давлении. Такая “растворимость” является тщательно изучаемым явлением в отрасли технологии добычи нефти.

Природный газ и неочищенная нефть являются универсально растворимыми, вне зависимости ни от их составов, ни от подземного происхождения. Любой природный газ с любым составом из любого месторождения газа является растворимым в любом виде неочищенной нефти из любого месторождения нефти. Природный газ, добываемый в Техасе, является растворимым в неочищенной нефти, добываемой в Саудовской Аравии. Это является верным, несмотря на тот факт, что не существует двух идентичных составов неочищенной нефти. Каждый вид неочищенной нефти является таким же уникальным, как и отпечаток пальца, и все же все виды могут находиться в состоянии равновесия фаз с любым природным газом.

Все виды неочищенной нефти и природного газа имеют общие углеводородные компоненты. Природный газ преимущественно представляет собой метан, этан, пропан, бутан, пентан и небольшие количества гексана и гептана. Все природные газы состоят по меньшей мере из метана и, как правило, некоторые, но не обязательно все, из углеводородов этан-гептан. Метан является “самым легким” компонентом, а гептан является, как правило, “самым тяжелым” компонентом в природном газе, расположенными согласно молекулярной массе, от меньшей (легкий) к большей (тяжелый).

Все виды неочищенной нефти содержат некоторые или все из этих нескольких основных газообразных компонентов и намного больше тяжелых углеводородных компонентов.

Каждый из этих компонентов достигает равновесия фаз газ/жидкость, вне зависимости от их относительных количеств в смешиваемых природном газе или неочищенной нефти.

Полностью все компоненты природного газа не обязательно должны присутствовать в неочищенной нефти, или общем LH, подлежащем сжижению. Например, LH, состоящий из неочищенной нефти, которая не содержит метан, может все еще сжижать природный газ, который является чистым метаном. Подобным образом, газ метан может быть сжиженным в бензине, который не содержит метан.

Фактически, природный газ является растворимым в любой жидкости, является она углеводородной или нет. Тем не менее, масса природного газа, который может быть растворен, при заданном повышенном давлении является максимальной, если жидкость представляет собой LH.

Примеси природного газа, т.е. отличные от углеводородов компоненты, наиболее распространенными из которых являются азот, диоксид углерода и сероводород, также, как правило, присутствуют в неочищенной нефти, и, таким образом, заметные концентрации этих примесей в природном газе также могут растворяться в неочищенной нефти.

Неочищенная нефть и любой дистиллят неочищенной нефти, который является стабильным жидким углеводородом при температуре и давлении окружающей среды, такой как бензин, керосин, авиационное топливо, дизельное топливо или котельное топливо, тем самым обеспечивают максимальную емкость хранения DNG для природного газа, и что важно, являются универсально доступными средами для хранения.

Классификация неочищенной нефти и природного газа

Нефть существует в шести общих видах в подземных пластах при повышенных температуре и давлении:

- Тяжелая нефть

- Черная нефть

- Летучая нефть

- Ретроградный газ

- Влажный газ

- Сухой газ

“Неочищенная нефть”, как упоминается в настоящей заявке, определяется как жидкий углеводород, который является стабильным при давлении и температуре окружающей среды, который получают из нефти, подвергнутой стандартным нефтепромысловым процессам разделения. Неочищенную нефть, как упоминается в настоящей заявке, не получают в результате дистилляционных процессов, которые образуют такие продукты, как бензин, керосин, авиационное топливо, дизельное топливо, котельное топливо или промывочные жидкости на неводной основе.

Из шести вышеперечисленных видов нефти первые пять обеспечивают углеводородную жидкость, которая является стабильной жидкостью при температуре и давлении окружающей среды, после применения стандартных нефтепромысловых процессов разделения.

Сухой газ, как подразумевается, обеспечивает только углеводородный газ при температуре и давлении окружающей среды, а не углеводородную жидкость, и тем самым не может служить в качестве LH.

Черная нефть является наиболее распространенной неочищенной нефтью по всему миру. Тяжелая нефть содержит более высокую долю высокомолекулярных углеводородов по сравнению с черной нефтью и охватывает значительную часть всемирных ресурсов неочищенной нефти. Тяжелая нефть распространена в таких странах, как Канада и Венесуэла. Летучая нефть содержит более высокую долю низкомолекулярных углеводородов по сравнению с черной нефтью. Летучая нефть и черная нефть находятся во многих регионах мира, а именно в пластовых залежах “сланцевого газа” в США.

Ретроградный газ и влажный газ преимущественно являются газом в подземных пластах, но обеспечивают стабильную жидкость, известную как конденсат, в условиях окружающей среды. Конденсат образуется из ретроградного и влажного газов во многих регионах мира, а именно в пластовых залежах сланцевого газа в США.

Под тяжелой нефтью, черной нефтью, летучей нефтью или конденсатом предусматривают “неочищенную нефть”, как упоминается внастоящейзаявке.

Неочищенная нефть также может предусматривать смесь любых из этих жидкостей.

Вышеупомянутый основной нефтепромысловый процесс разделения представляет собой распространенный, стандартный нефтепромысловый процесс разделения фаз, достигаемый путем доставки подземной текучей среды посредством скважины на поверхность, условия на которой всегда характеризуются более низкими температурой и давлением, чем в подземном пласте.

Снижение температуры и давления, когда тяжелая нефть, черная нефть или летучая нефть поднимается по скважине, приводит к высвобождению углеводородного газа. Этот газ называется “попутным газом”. Снижение температуры и давления ретроградного газа или влажного газа, когда он течет в скважине к поверхности, приводит к выделению конденсата из газа.

сосуд, называемый сепаратор. Сепаратор снижает скорость текущего газа и жидкой смеси таким образом, что любая неочищенная нефть - тяжелая нефть, черная нефть, летучая нефть или конденсат - опускается вследствие плавучести на дно емкости для направления в резервуар для хранения при температуре и давлении окружающей среды или в другой сепаратор. Газ - ретроградный, влажный, сухой или попутный - выпускается в верхней части сепаратора для направления в газопровод под высоким давлением с целью продажи. Нефтепромысловое разделение обычно предусматривает более одного сепаратора, причем каждый последовательно принимает жидкий углеводород от расположенного выше по потоку сепаратора для постепенного снижения значений давления и температуры.

Сухой газ, ретроградный газ, влажный газ или попутный газ предусматривают “природный газ”, подлежащий транспортировке с помощью способа, описанного в настоящей заявке.

Уменьшение объема DNG

По сравнению со способом с использованием LNG уменьшение объема, теоретически достигаемое с помощью способа с использованием DNG, меньше, но сопоставимо с уменьшением объема при способе с использованием CNG.

В способе с использованием LNG достигается приблизительное 600-кратное уменьшение объема газа посредством криогенного сжижения при давлении окружающей среды. Другими словами, 600 стандартных кубических футов (объем при конкретных внешних условиях давления и температуры называется стандартным кубическим футом или станд. куб. футом) кондиционированного, фракционированного природного газа могут быть уменьшены до объема жидкости 1 кубический фут (фут3) после сжижения. Это уменьшение количества будет называться “степенью сжатия”. LNG характеризуется степенью сжатия 600 станд. куб. футов на фут3.

Степень сжатия объема CNG при температуре окружающей среды зависит от давления и состава газа. Степень сжатия DNG при температуре окружающей среды зависит от давления и составов как природного газа, так и LH.

Следующие таблицы (таблицы II-IV) иллюстрируют значения степени сжатия для LNG, CNG и DNG для разных природных газов, и неочищенную нефть в виде LH при

70°F и 1000, 2000 и 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) по сравнению с приблизительным 600-кратным уменьшением, достигаемым с LNG при -260°F и атмосферном давлении. Типы неочищенной нефти в виде LH включает такие, полученные из тяжелой нефти, черной нефти и летучей нефти.

Значения степени сжатия для конденсата не представлены в таблицах, поскольку они довольно подобны степени сжатия летучей нефти.

Типы неочищенной нефти в виде LH, оцененные в данном документе, характеризуются плотностью в градусах API. Плотность в градусах API является показателем для плотности неочищенной нефти - чем больше показатель, тем меньше плотность. В таблице I показаны плотности в градусах API для типов неочищенной нефти, выбранных в качестве примеров LH.

Таблица I

Тип неочищенной нефти Плотность в API (градусах API) Тяжелая нефть 25 Черная нефть 35 Летучая нефть 50

Плотность в градусах API также является показателем молекулярной массы. Чем больше плотность в градусах API, тем меньше молекулярная масса.

Природные газы, оцененные в данном документе, характеризуются “плотностью газа”, которая является соотношением молекулярной массы природного газа к молекулярной массе воздуха.

Оцененные природные газы находятся в диапазоне от самого легкого природного газа, метана, с плотностью газа 0,57, до тяжелого природного газа с плотностью газа 0,85.

Значения степени сжатия DNG в таблицах II-IV рассчитаны с помощью модели уравнения состояния (SRK), разработанной в области технологии добычи нефти.

Таблица II

LNG при -260°F и 14,7 фунта/кв. дюйм (абс.), CNG и DNG при 70°F и 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) Плотность Степень Степень Степень Степень Степень

природного газа сжатия LNG сжатия CNG сжатия DNG в летучей нефти (50° API) сжатия DNG в черной нефти (35° API) сжатия DNG в тяжелой нефти (25o API) 0,57 (метан) 617 237 162 111 79 0,65 598 254 184 127 91 0,75 571 277 223 155 112 0,85 545 295 Газ 199 144

Таблица III

LNG при -260°F и 14,7 фунта/кв. дюйм (абс.), CNG и DNG при 70°F и 2000 фунтов/кв. дюйм (абс.) Плотность природного газа Степень сжатия LNG Степень сжатия CNG Степень сжатия DNG в летучей нефти (50° API) Степень сжатия DNG в черной нефти (35 API) Степень сжатия DNG в тяжелой нефти (25° API) 0,57 (метан) 617 161 108 75 53 0,65 598 177 120 85 60 0,75 571 204 141 101 72 0,85 545 235 164 125 91

Таблица IV

LNG при -260°F и 14,7 фунта/кв. дюйм (абс.), CNG и DNG при 70°F и 1000 фунтов/кв. дюйм (абс.) Плотность природного газа Степень сжатия LNG Степень сжатия CNG Степень сжатия DNG в летучей нефти (50o API) Степень сжатия DNG в черной нефти (35 API) Степень сжатия DNG в тяжелой нефти (25o API) 0,57 (метан) 617 75 53 37 26 0,65 598 80 58 41 29 0,75 571 85 66 47 33 0,85 545 87 74 55 40

В таблицах II-IV указано, что наиболее эффективным типом неочищенной нефти для LH, предназначенной для DNG, является летучая нефть, поскольку она характеризуется наивысшими значениями степени сжатия. Причиной этого является то, что летучая нефть характеризуется меньшей плотностью, чем меньшая плотность в градусах API черной нефти или тяжелой нефти, как результат более высокого содержания более легких углеводородных компонентов. Эта более высокая концентрация более легких компонентов обеспечивает большую массу природного газа, содержащего преимущественно те же более легкие компоненты, для установления равновесия газожидкостной фазы. Например, летучая неочищенная нефть в виде LH с 50° API, вмещающая природный газ с плотностью 0,75, при 70°F и 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) будет иметь степень сжатия DNG 223 станд. куб. футов/фут3.

В танкере, вмещающем объем груза 1 миллион баррелей, или 5,6 миллиона футов3, степень сжатия 223 станд. куб. футов/фут3 приводит к получению 1,2 миллиарда станд. куб. футов природного газа, транспортируемого в танкере, или 40% от объема типичного танкера для LNG в 3 миллиардов станд. куб. футов груза, в типичном танкере для LNG на 5 миллионов футов3.

Обратите внимание на указание “Газ” для летучей нефти при 3000 фунтов/кв. дюйм (изб.) и плотности газа 0,85. Это указывает на то, что смесь DNG не может оставаться жидкостью при 3000 фунтов/кв. дюйм (изб.), а вместо этого превратится в газ. Безусловно это нежелательно, поскольку подразумевается, что DNG является жидкостью, и, таким образом, этого давления следует избегать для смеси, содержащей летучую неочищенную нефть в виде LH с 50° API и плотностью природного газа 0,75 при 70oF. Давление, при котором жидкость становится газом, представляет собой “давление в критической точке”. Это явление обсуждается дальше в нижеследующем разделе.

Значения степени сжатия DNG для LH, содержащего продукты дистилляции неочищенной нефти, указаны в таблице V с рассчитанными значениями для бензина, который является одним из самых легких продуктов дистилляции неочищенной нефти и, таким образом, характеризуется наивысшими значениями степени сжатия.

Таблица V

Плотность природно го газа Степень сжатия DNG в бензине (58o API) при 3000 фунтов/кв. дюйм (и зб.) Степень сжатия DNG в бензине (58° API) при 2000 фунтов/кв. дюйм (и зб.) Степень сжатия DNG в бензине (58o API) при 1000 фунтов/кв. дюйм (и зб.) 0,57 (метан) 192 129 64 0,65 215 142 70 0,75 Газ 163 78 0,85 Газ 185 86

Значения степени сжатия для бензина в таблице V были рассчитаны с помощью модели уравнения состояния, содержащей 68 углеводородных компонентов, а также с помощью модели SRK, ввод с вычисленной плотностью в градусах API бензина, составляющей 58°. Было достигнуто хорошее соответствие между двумя моделями, подтверждая эффективность модели SRK.

Обратите внимание, что DNG не может оставаться жидкостью при 3000 фунтов/кв. дюйм (изб.) и плотностях газа, составляющих 0,75 и 0,85. Значение 3000 фунтов/кв. дюйм (изб.) превышает значения давления в критической точке для бензина, смешанного в этих двух природных газах. Коэффициент увеличения объема LH

Как указано ранее, LH будет расширяться, или “увеличиваться в объеме” при растворении в нем природного газа. Коэффициент увеличения объема LH зависит от составов газа и нефти и от давления и температуры.

Коэффициенты увеличения объема для комбинаций LH и природного газа, рассмотренных в таблицах II-V, представлены в таблицах VI-VIII. Эти значения были рассчитаны с помощью модели SRK.

В таблице VI, например, указано, что для летучей неочищенной нефти в виде LH с 50° API, вмещающей природный газ с плотностью 0,75, при 70°F и 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) получат коэффициент увеличения объема 2,5. Другими словами, 1 фут3 неочищенной нефти с 50° API увеличится в объеме до 2,5 фута3, когда 557 станд. куб. футов (2,5×223) природного газа с плотностью 0,75 растворится в ней при 70oF и 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.).

2,5 кубического фута увеличенного в объеме неочищенного продукта не является газосодержащей или пенистой жидкостью. В ней не существует фазы свободного газа. Это жидкость на 100%.

Таким образом, если неочищенная нефть с 50° API представляет собой LH, грузовой отсек средства для морской транспортировки DNG может сначала быть только на 40% (1/2,5) заполнен LH, перед смешиванием с природным газом с плотностью 0,75, подлежащим транспортировке. После смешивания природного газа с плотностью 0,75 и неочищенной нефти с 50o API при 70oF и 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.), грузовой отсек может быть заполнен на 100% DNG за счет увеличения объема.

Таким образом, соотношение объема грузового отсека, который содержит только LH, перед смешиванием с природным газом равно обратной величине коэффициента увеличения объема.

Таблица VI

Коэффициент увеличения объема DNG при 70°F и 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) Плотность природного газа Летучая нефть (50° API) Черная нефть (35 API) Тяжелая нефть (25° API) Бензин (58° API) 0,57 (метан) 1,600 1,323 1,205 1,876

0,65 1,811 1,415 1,258 2,247 0,75 2,523 1,614 1,366 6,520 0,85 Газ 2,092 1,576 Газ

Таблица VII

Коэффициент увеличения объема DNG при 70°F и 2000 фунтов/кв. дюйм (абс.) Плотность природного газа Летучая нефть (50° API) Черная нефть (35 API) Тяжелая нефть (25°API) Бензин (58°API) 0,57 (метан) 1,332 1,199 1,131 1,444 0,65 1,408 1,244 1,160 1,547 0,75 1,558 1,329 1,213 1,763 0,85 1,777 1,480 1,302 1,862

Таблица VIII

Коэффициент увеличения объема DNG при 70°F и 1000 фунтов/кв. дюйм (абс.) Плотность природного газа Летучая нефть (50o API) Черная нефть (35 API) Тяжелая нефть(25°API) Бензин (58° API) 0,57 (метан) 1,139 1,090 1,061 1,178 0,65 1,162 1,105 1,071 1,204 0,75 1,198 1,130 1,089 1,249 0,85 1,238 1,167 1,113 1,266

Давление в критической точке DNG

Как указано ранее, увеличенное добавление природного газа к LH при повышенных значениях давления и температуре окружающей среды в конечном результате приведет к тому, что смесь превратится в 100% газ, а не в 100% жидкость.

Давление, при котором это происходит, называется давлением в критической точке смеси. Давление в критической точке зависит от состава LH и природного газа. Давление в критической точке является максимальным давлением, при котором использование DNG является целесообразным.

В таблице IX представлены рассчитанные значения давления в критической точке для смесей LH и природного газа, представленных в таблицах II-V. Они были рассчитаны с применением модели SRK.

Соответствующие рассчитанные значения степени сжатия и коэффициенты увеличения объема, соответствующие этим значениям давления в критической точке, для рассмотренных ранее смесей LH и природного газа, представлены в таблицах X и XI. Эти значения степени сжатия приблизительно равны максимальным достигаемым для DNG. Эти значения степени сжатия могут быть достигнуты, только если грузовые отсеки танкера для DNG будут иметь возможность удерживать значения давления в критической точке в таблице IX.

Таблица IX

Давление в критической точке DNG (фунт/кв. дюйм (абс.)) при 70oF Плотность природного газа Летучая нефть (50° API) Черная нефть o (35 API) Тяжелая нефть (25° API) Бензин (58o API) 0,57 (метан) 5425 9407 13322 4306 0,65 4540 7576 10538 3732 0,75 3562 5726 7856 3054 0,85 2864 4232 5792 2730

Таблица X

Значения степени сжатия DNG при давлении в критической точке (фунт/кв. дюйм (абс.)) и 70°F Плотность природного газа Летучая нефть (50° API) Черная нефть o (35 API) Тяжелая нефть (25° API) Бензин (58o API) 0,57 (метан) 314 365 401 283 0,65 305 347 377 281 0,75 294 328 350 277 0,85 286 310 328 276

Таблица XI

Коэффициенты увеличения объема DNG при давлении в критической точке (фунт/кв. дюйм (абс.)) и 70oF Плотность природного Летучая нефть (50o Черная нефть (35o API) Тяжелая нефть (25° Бензин (58o API)

газа API) API) 0,57 (метан) 4,277 4,174 4,344 3,769 0,65 5,073 4,687 4,811 4,603 0,75 6,651 5,501 5,428 6,704 0,85 8,882 6,552 6,186 7,975

Результаты в таблицах выше подытожены в таблице XII, в которой значения степени сжатия и коэффициенты увеличения объема представлены для “практического” давления DNG и 70oF. Подразумевается, что в данном документе “практическое” давление DNG равно 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) или меньше. Основой для этого давления является предположение, что значение 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) может представлять собой верхний предел для давления в грузовом отсеке подходящего большого танкера для DNG.

Таблица XII

Максимальные “практические” значения степени сжатия DNG при 70oF Плотность природного газа Степень сжатия LH, API Давление фунт/кв. дюйм (абс.) Коэффициент увеличения объема 0,57 (метан) 192 58 3000 1,876 0,65 215 58 3000 2,247 0,75 223 50 3000 2,523 0,85 286 50 2864 8,882

Изменение состава природного газа и LH

Когда природный газ растворяется в LH при повышенном давлении, а затем впоследствии выходит из раствора из LH вследствие снижения этого повышенного давления, природный газ содержит углеводородную массу, полученную из LH, которая не присутствует в исходном природном газе. Например, если исходный природный газ является чистым метаном, а LH является неочищенной нефтью, то высвобождаемый природный газ будет содержать метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан и гептан. Газ, в данном примере, становится значительно “более тяжелым”, как оценено по его молекулярной массе.

Состав высвобождаемого природного газа зависит от состава исходного природного газа, состава LH, давления жидкой смеси DNG и условий давления и температуры, необходимых для установки для дегазификации, во время высвобождения газа из жидкой смеси DNG. Изменение состава может быть значительным, как в примере метан/неочищенная нефть, описанном выше, или оно может быть слабовыраженным и даже слишком небольшим для измерения в случае исходного природного газа, который содержит много или все углеводородные компоненты.

Поскольку изменяется состав природного газа, то также изменяется состав LH - независимо от того накапливаются ли компоненты природным газом, или они утрачиваются LH. Изменение может быть значительным, как в примере метан/неочищенная нефть, при котором неочищенная нефть потеряет некоторые из своих этановых-гептановых компонентов. Неочищенный продукт становится “тяжелее”, поскольку его молекулярная масса увеличилась, потому что он содержит большую долю более тяжелых компонентов после того, как он обеднен по более легким компонентам.

Практическое влияние изменения в составе природного газа сложно предсказать.

Стоимость газа может увеличиваться, если он содержит более тяжелые углеводородные компоненты. Тем не менее, если целевой рынок принимает только более легкий природный газ, и отсутствует оборудование для отделения более тяжелых компонентов для продажи, то цена высвобождаемого газа может быть снижена.

Практическое влияние изменения в составе LH заключается в том, что поскольку он становится тяжелее, его плотность в градусах API уменьшается, и тем самым уменьшается степень сжатия DNG. Летучая нефть, например, может изменяться в ходе нескольких перевозок в направлении состава черной нефти, и таблицы II-IV выше демонстрируют, что в результате уменьшается степень сжатия. Это снижение степени сжатия является неизбежным и может быть уменьшено только путем замены LH новой поставкой LH с более высокой плотностью в градусах API.

Способ с использованием DNG

Согласно варианту осуществления настоящего изобретения способ транспортировки природного газа посредством растворения в жидком углеводороде при температуре окружающей среды, как правило, включает этапы сжижения, перевозки и дегазификации природного газа. Эти этапы описаны ниже; тем не менее, специалистам в данной области техники будет понятно, что в дополнение к конкретным способам и оборудованию, описанным ниже, некоторые этапы или все этапы могут быть осуществлены с помощью других средств, в том числе средств, которые могут быть разработаны в будущем.

Этап S1. Природный газ, подлежащий морской транспортировке, подают через трубопровод в порт погрузки.

Этап S2. LH подают через трубопровод или перевозят кораблем в этот же порт и перемещают в танкер для DNG или в наземную емкость для смешивания. Если танкер для

DNG возвращается из предыдущей транспортировки DNG, LH будет находиться в танкере.

Этап S3 (необязательный). Природный газ может быть кондиционирован посредством дегидратации и удаления сероводорода в порту погрузки перед смешиванием с LH. В танкере также может применяться защита от коррозии для сероводорода.

Этап S4. Природный газ и LH смешивают при температуре окружающей среды и высоком давлении. Давление определяется свойствами газа и неочищенного продукта и необходимой степенью сжатия, и ограничений давления в установке. В предпочтительных вариантах осуществления высокое давление находится в диапазоне 500-3500 и более предпочтительно в диапазоне 1000-3000. Значения степени сжатия, которых можно достичь, находятся, как правило, в диапазоне от 20 до 300. Процесс смешивания можно осуществлять в танкере для DNG (фигура 1) или в наземной установке емкости для смешивания (фигура 2).

Если смешивание осуществляют в танкере для DNG, танкер будет частично заполнен LH. Частичное заполнение LH является необходимым для обеспечения увеличения объема LH, описанного в разделе выше. Согласно этой альтернативе природный газ сначала должен храниться в буферных емкостях для хранения перед подачей по трубопроводу и сжатия в танкер для DNG. Объем буферной емкости для хранения газа и продолжительность нахождения газа в емкости для хранения будут зависеть от количества танкеров для DNG и длительности транспортировки. Это буферное хранение обеспечивает непрерывный поток природного газа в порт погрузки, пока все танкеры находятся в море.

Количество танкеров может быть достаточным для того, чтобы не было необходимости в буферном хранении, т.е. природный газ непрерывно загружают в танкеры. Тем не менее, существует вероятность, что количество танкеров, необходимое для непрерывной погрузки, не будет экономически эффективным.

Если смешивание осуществляют в наземной установке, DNG будет находиться в установке для смешивания, ожидая погрузки на танкер. Объем и количество установок для смешивания и длительность нахождения DNG в установках будут зависеть от количества танкеров для DNG и длительности транспортировки. Это буферное хранение в установках для смешивания обеспечивает непрерывный поток природного газа в порт погрузки, пока все танкеры находятся в море. Альтернативно, DNG может находиться в буферной емкости для хранения, которая отделена от установки для смешивания.

Способ смешивания может быть одним из множества способов, в том числе одним из следующих.

Сжатие газа в LH таким образом, что газ может быть растворен в LH в кратчайшее время и по наименьшей цене. Это может быть достигнуто, например, посредством обеспечения прохождения газа через LH из нижней части емкости для смешивания или танкера для DNG. Время, за которое газ растворится в LH, зависит от скорости потока фазового перехода из газа в жидкость и удельной поверхности потока. Скорость растворения в динамической системе сложно предсказать, принимая во внимание большое количество переменных. Тем не менее, поверхность потока является очевидно увеличенной с помощью пузырьков газа. Дополнительно существует вероятность, что пузырьки будут требовать обеспечения циркуляции для предотвращения разделения из-за плавучести. Отделенный газ не растворится в приемлемый период времени.

Сжатие газа в емкости для хранения (емкость для смешивания) при необходимом значении давления и температуры окружающей среды, а затем закачивание LH в емкость для хранения в виде капель или аэрозоля. Этот способ может быть неэффективным, поскольку, несмотря на большую площадь потока, полученного посредством образования аэрозоля LH, недостаточное обеспечение циркуляции аэрозоля оставит объемы газа, неподверженные воздействию LH, вполне возможно оставляя довольно большие объемы газа, который не будет сжижен.

Этап S5. Как только танкер для DNG загружен жидкостью DNG под высоким давлением, он отправляется в порт назначения.

Этап S6. При прибытии в порт назначения танкер для DNG соединяют с установкой для дегазификации, в которой природный газ высвобождается из DNG.

Установка для дегазификации DNG может быть подобна производственной установке для разделения типичного месторождения нефти, как действительно грузовой отсек прибывающего танкера для DNG может быть аналогичен подземному пласту неочищенной нефти. Другими словами, оба могут сначала быть в состоянии однофазной жидкости при повышенном давлении.

Дегазификацию DNG можно осуществлять, придерживаясь стандартного способа добычи и разделения неочищенной нефти. Неочищенная нефть в подземном пласте протекает в нефтескважину за счет высокого давления в пласте и перепада давления, вызванного открытием клапана на надводным устьем скважины, в систему низкого давления. Нефть проходит вверх по скважине на поверхность, высвобождая природный газ по пути за счет непрерывного снижения давления. При достижении поверхности смешанный поток нефти и газа проходит через штуцер, который используется для регулирования скорости потока. Поток затем подают по трубопроводу в нефтегазовый сепаратор, представляющий собой сосуд, который из-за своего большого диаметра относительно трубы, обеспечивает значительное снижение скорости потока. Это позволяет отделить природный газ от жидкого неочищенного продукта в сосуде за счет плавучести. Газ подают по трубопроводу из верхней части сепаратора в измерительный прибор в виде отверстия, который измеряет объем газа. Затем газ подают по трубопроводу в пункт продажи. Жидкую нефтяную фазу спускают из нижней части сепаратора в “резервуар для хранения нефти”, где измеряют объем нефти. Затем неочищенную нефть транспортируют на нефтеперерабатывающий завод посредством трубопровода, автоцистерны или ж/д цистерны.

Скорость потока из пласта непрерывно снижается, так как давление в пласте уменьшается при продолжительном удалении неочищенной нефти. Природный газ может испускаться в пласте и будет замедлять естественное снижение пластового давления и, следовательно, снижение скорости потока в определенной степени.

Установка для дегазификации DNG (фигура 3) может быть подобна нефтепромысловой установке для добычи и разделения и может быть осуществлена специалистами в соответствующей области техники без чрезмерных экспериментов. Подобная установка для дегазификации DNG может не требовать уровня технической сложности или стоимости оборудования, превышающей стоимость традиционной нефтепромысловой установки. Например, максимально допустимое давление стандартного нефтепромыслового технологического оборудования является достаточным для рассчитанных значений давления DNG (3000 фунтов/кв. дюйм (изб.)). Грузовой отсек для DNG может быть соединен с системой трубопроводов (аналогично нефтяной скважине), которая оснащена клапаном (аналогично устью скважины), штуцером и нефтегазовым сепаратором. Первоначально закрытый клапан может открываться для обеспечения вытекания жидкости DNG из грузовых отсеков за счет высокого давления DNG в отсеках и перепада давления, вызванного открытием клапана, в систему для разделения под низким давлением, которая может содержать один или несколько разделяющих сосудов. Штуцер можно регулировать для контроля скорости потока в систему для разделения для достижения оптимальной скорости для эффективного разделения. Газ может быть отделен, измерен и подан по трубопроводу в пункт продаж. LH может быть слит из сепаратора и подан по трубопроводу в резервуар для хранения нефти.

Как и в подземном пласте, природный газ будет выпускаться из LH в грузовом отсеке при удалении DNG, вследствие снижения давления в отсеке. Выпущенный газ будет в некоторой степени поддерживать давление в грузовом отсеке, уменьшая в некоторой степени снижение давления и снижение скорости потока.

Температура окружающей среды в танкере для DNG, вероятно, будет значительно ниже, чем температура в подземном пласте, и это может привести к повышенному риску образования гидратов газа во время дегазификации. Таким образом, для поддержания температуры газа выше температуры образования гидрата может быть необходим путевой подогреватель. Наибольший риск образования гидратов будет в штуцере, где эффект охлаждения при газовом расширении является максимальным.

Этот процесс может продолжаться до тех пор, пока давление в грузовом отсеке не уменьшится до атмосферного давления, после чего поток с корабля прекратится.

Остаточный объем как LH, так и природного газа останется в грузовых отсеках. Природный газ может быть смещен инертным газом в систему сжигания газа на факеле и сожжен, что снижает риск горения в грузовом отсеке. Выгруженная часть LH в наземном резервуаре затем может быть возвращена обратно в грузовые отсеки судна, где может быть измерена сумма остаточных и возвращенных объемов LH.

Как и в случае аналогии с подземным пластом, скорость потока разгрузки DNG будет уменьшаться, поскольку давление DNG снижается в грузовом отсеке и, как таковое, приведет к длительной продолжительности разгрузки и дегазификации. Желательно поддерживать эффективность продолжительности дегазификации для поддержания общей скорости транспортировки газа, что значительно влияет на экономику проекта. Вариант этого способа дегазификации, который может уменьшить снижение скорости разгрузки, может включать закачивание воды в нижнюю часть грузового отсека DNG, так что давление в грузовом отсеке поддерживается на уровне давления DNG. Вода полностью вытеснит партию DNG при давлении DNG. Этот вариант способа разгрузки приведет к тому, что скорость разгрузки будет регулироваться скоростью водяного насоса без снижения скорости. Этот вариант также не приведет к тому, что в грузовом отсеке не будет выпускаться природный газ, что минимизирует риск горения. Разумеется, плавучесть корабля должна поддерживаться некоторыми средствами, поскольку вода заполняет грузовые отсеки.

В качестве альтернативы может быть спроектирован способ разгрузки, в котором из танкера вытекает только дегазифицированный природный газ (фигура 4), а не DNG, как описано выше. Таким образом, для этой альтернативы будут необходимы только установки для добычи газа, в отличие от установок для добычи и разделения нефти и газа, необходимых для вышеуказанной альтернативы. Таким образом, установки для дегазификации только газа могут быть менее сложными и менее дорогими. Эта разгрузка только природного газа может быть возможна, например, если объем воды включен в LH в грузовых отсеках перед смешиванием природного газа (или до того, как DNG будет погружен в танкер, если смешивание осуществляют на суше) в порту погрузки. После погрузки DNG грузовые отсеки судна будут содержать двухфазную систему воды и DNG, находящуюся под давлением. Поскольку DNG и вода являются несмешиваемыми, обе фазы останутся разделенными без смешивания и причем вода полностью находится под LH, вследствие плавучести, на дне грузового отсека.

По прибытии в порт разгрузки соединение с разгрузочной трубой на судне, расположенное под границей раздела DNG-вода в грузовом отсеке, может быть подключено к разгрузочной установке, состоящей просто из системы трубопроводов, снабженной клапаном, штуцером и емкостью для хранения воды. Отвод воды затем начинается с открытия клапана, и скорость потока регулируют штуцером. Вода будет поступать по трубопроводу в емкость для хранения воды. Когда большая часть воды будет слита, клапан будет закрыт, а отвод воды прекратится.

Отвод воды уменьшает давление от грузовых отсеков и позволяет природному газу покинуть раствор из DNG. Газ образует “шапку” поверх DNG, а затем может быть отведен через трубопровод из верхней части грузового отсека через штуцер, контролирующий скорость его потока, через измерительный прибор в виде отверстия для измерения его объема, в пункт продаж. Как только газ течет из грузового отсека, давление снова уменьшается, обеспечивая высвобождение большего количества газа из раствора в газовую шапку. Способ добычи газа может предусматривать путевой подогреватель вблизи штуцера, чтобы предотвратить образование гидратов в газе, поскольку газ при температуре окружающей среды, высвобождаемый из DNG, будет иметь склонность охлаждаться ниже температуры образования гидратов из-за охлаждения вследствие расширения на штуцере.

В итоге весь газ будет высвобожден из DNG и подан через трубопровод на продажу, а объем LH не изменится. Затем вода будет подана обратно в грузовые отсеки по трубопроводу, где она будет сброшена в LH, оседая на дне грузового отсека, чтобы быть на месте во время следующей загрузки DNG.

Этот альтернативный способ разгрузки только газа обладает таким же недостатком снижения скорости, как и первый способ, описанный выше, поскольку скорость потока природного газа из грузовых отсеков уменьшается со снижением давления DNG в отсеках. Снижение скорости продлевает длительность дегазификации.

Этап S7. При любой альтернативе разгрузки составы разделенных LH и газа могут быть измерены. Состав газа может быть измерен во время процесса разгрузки для определения его продажной стоимости на рынке, поскольку состав будет отличаться от состава природного газа, подаваемого по трубопроводу в порту разгрузки и сжиженного до DNG, как описано в разделе выше. Состав LH может быть измерен для определения его емкости для DNG, то есть степени сжатия DNG, поскольку степень сжатия уменьшается с каждой перевозкой DNG из-за снижения плотности в градусах API. Если степень сжатия не является достаточной, LH может быть подан по трубопроводу в емкости для хранения, где он может ждать транспортировки на нефтеперерабатывающий завод для продажи.

Этап S8. Танкер для DNG отправляется с или без LH в грузовых отсеках либо в порт для загрузки свежей партии LH, либо для возврата в порт загрузки природного газа для загрузки другой партии DNG.

Как упоминалось выше, LH постепенно обедняется по своим более легким компонентам в ходе того как с его помощью транспортируют несколько партий DNG и в конечном итоге, вероятно, будет заменен новой партией LH, поскольку его возможности степени сжатия DNG будут уменьшаться. Обедненный объем LH может быть продан для покрытия расходов на свежий объем, однако неизбежно возникнут финансовые потери, поскольку обедненный LH будет иметь более низкую продажную стоимость на рынке, чем недавно приобретенная свежая нефть. Эта потеря будет регулярными эксплуатационными расходами, связанными со способом с использованием DNG.

Влияние регулирования экспорта неочищенной нефти и природного газа из США

Нормы федерального права США, регулирующие экспорт неочищенной нефти и природного газа, будут значительно влиять на возможность реализации DNG, LNG и CNG.

США были главным производителем и потребителем нефти в мире в 2014 году с долей в 13% от всемирной добычи и 20% от всемирного потребления. Будучи чистым импортером неочищенной нефти, увеличение объемов добычи неочищенной нефти в США осложнено из-за ненадлежащих нефтепереработки и пропускной способности трубопровода.

Экспорт неочищенной нефти в США регулируется статьей 103 Закона об энергетической политике и энергосбережении 1975 года. Орган управления, регулирующий экспорт неочищенной нефти, Бюро промышленности и безопасности Министерства торговли США, разъяснил экспортную политику в декабре 2014 года. В существующих правилах (EAR 754.2) указывается, что для неочищенной нефти требуется экспортная лицензия, “…определяемая как смесь углеводородов, которая существовала в жидкой фазе в подземных пластах и оставалась жидкой при атмосферном давлении после прохождения через поверхностные установки для разделения, и которую не обрабатывали с помощью дистилляционной колонны для неочищенной нефти. Включены восстановленная неочищенная нефть и с конденсат из попутного газа и жидкие углеводороды, полученные из битуминозных песков, гильсонита и горючего сланца. Образованные в ловушках газы также включены, но исключены неочищенная нефть, остаточная нефть и другие готовые и незавершенные масла.”

Лицензии на экспорт были предоставлены видам неочищенной нефти, таким как нефть из Норт-Слоуп на Аляске и заливе Кука, а также тяжелая нефть из Калифорнии и другие. Никакая экспортная лицензия не была предоставлена для большей части неочищенной нефти, произведенной в США, согласно закону.

18 декабря 2015 года статья 103 Закона была отменена Конгрессом США. Таким образом, экспорт неочищенной нефти в США в настоящее время не требует лицензии на экспорт и в противном случае не запрещен никаким законом США. Первая международная экспортная партия неочищенной нефти из порта США после аннулирования была осуществлена 31 декабря 2015 года.

Любой природный газ, в том числе LNG и CNG, требует лицензии на экспорт США. Закон о природном газе 1938 года запрещает экспорт или импорт природного газа как без одобрения Министерства энергетики США (DOE), так и без обзора воздействия на окружающую среду Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC). С 2010 года DOE получило 35 заявок на экспортные лицензии, а 9 из них одобрили, 6 находятся на рассмотрении. Ожидается, что первый экспорт LNG произойдет в 2016 году.

DNG с LH, который является дистиллятом неочищенной нефти, таким как бензин, керосин, авиационное топливо, дизельное топливо или котельное топливо, безусловно, не будут запрещены к экспорту, поскольку продукты дистилляции неочищенной нефти являются основным экспортным товаром США. США в 2014 году были основным нефтепереработчиком неочищенной нефти с 20% от мирового объема, а одна четверть экспортировалась. Несмотря на историческое отсутствие экспорта неочищенной нефти, США является ведущим экспортером жидких углеводородов, на долю которого приходится 7% мировой доли за счет экспорта продуктов дистилляции неочищенной нефти.

Таким образом, LH, как таковой, то есть либо неочищенная нефть, либо дистиллят неочищенной нефти, не будет запрещен законом на экспорт. Тем не менее, является не ясным, как запрещающие правила лицензирования DOE и FERC будут применяться для экспорта DNG в отношении компонента природного газа DNG, при условии, что у них есть над ними полномочия. Если DNG рассматривается по закону как неочищенная нефть или дистиллят неочищенной нефти, то экспорт DNG не будет запрещен.

Экономическая осуществимость

Сравнение с CNG

Морская транспортировка CNG была первый и последний раз осуществлена в 1965 году, причем судно имело грузовую вместимость природного газа 1,3 миллиона станд. куб. футов. Проект был закрыт вскоре после запуска из-за низкой цены на газ.

Со времен этой первой отправки CNG окончательная экономическая осуществимость морской транспортировки CNG еще не установлена, поскольку на сегодняшний день не было выполнено никаких проектов для CNG, хотя наземный транспорт CNG оказался реализуемым в течение этого 50-летнего периода.

Предлагаемые проекты морской транспортировки CNG в настоящее время разрабатываются для малых и умеренных объемов газа и расстояний для перевозки: проекты менее 600 млн. станд. куб. футов/сутки и 500-2000 миль.

Средний танкер для LNG сохраняет жидкую форму для 3 миллиардов станд. куб. футов природного газа, в то время как предлагаемый большой танкер для CNG сохраняет форму сжатого газа для 0,5 миллиарда станд. куб. футов природного газа. Это связано с типичным объемом груза танкера для LNG, составляющим 5 миллионов кубических футов, а также предлагаемого крупного судна для CNG, составляющего 2 миллиона кубических футов. Поскольку объем перевозки для LNG в 2,5 раза больше, чем для CNG, а степень сжатия в 2,4 раза больше, при условии, что степень сжатия CNG составляет 250 и степень сжатия LNG составляет 600, полученное в результате увеличение объема поставок LNG является кратным 6 (2,5×2,4), как описано выше, 3 миллиарда по сравнению с 0,5 миллиарда станд. куб. футов. Поэтому в этом примере требуется шесть суден для CNG для транспортировки того же объема газа, что и один танкер для LNG.

Другие предлагаемые объемы перевозки природного газа CNG составляют от 10% до 50%, в зависимости от предложенной новой технологии, от типичного объема перевозки для LNG, 3 миллиарда станд. куб. футов. Как проиллюстрировано выше, для любого данного проекта потребуется пропорционально больший флот кораблей для CNG для транспортировки природного газа с той же скоростью доставки объема газа, что и LNG.

Предполагаемые капитальные затраты для CNG в настоящее время не могут поддерживать больший флот. Меньшие флоты, как необходимо вследствие меньших скоростей доставки объема природного газа и/ или более короткими транспортными расстояниями, могут быть экономически выгодными.

80-90% капитальных затрат на проект для CNG приходится на постройку судов в связи с новыми технологиями, необходимыми для легких, высокопрочных суден для хранения газа. Следовательно, несмотря на экономию капитальных затрат на ненужное криогенное и холодильное оборудование, CNG не может экономически конкурировать с LNG для больших объемов поставок природного газа или на больших транспортных расстояниях из-за высоких затрат на строительство судов.

Предполагаемые затраты проекта для CNG на установки для кондиционирования и сжатия оцениваются в $30-60 млн., разгрузочные установки в $20-60 млн., а основные затраты, строительство суден, в $250 млн. на судно. Общие затраты оцениваются в $0,3-2 миллиарда, в зависимости от количества суден, предлагаемых для проекта, что зависит от скорости доставки объема газа и времени рейса в оба конца.

Аналогичным образом, экономически выгодные поставки DNG будут обладать подобными проблемами, что и CNG, учитывая, что значения степени сжатия для DNG аналогичны или ниже, чем для CNG. Кроме того, капитальные затраты на кондиционирование и сжатие, а также капитальные затраты на установку для дегазификации могут быть аналогичны тем, которые предлагаются для CNG.

Тем не менее, принципиальное различие между погрузками CNG и DNG, которое заключается в том, что CNG является газом и DNG является жидкостью, может оказаться важным. Если будет разработана технология, позволяющая создавать безопасные, большие судна для хранения жидкостей под давлением, более безопасные и большие, чем судна для хранения газов, то транспортировка DNG может стать экономично выгодной по сравнению с CNG.

Например, типичный объем груза танкеров для неочищенной нефти составляет 1 миллион баррелей или 5,6 миллиона кубических футов. Для DNG со степенью сжатия, составляющей 223, из приведенного выше примера можно было бы транспортировать объем природного газа в 1,2 миллиарда станд. куб. футов, если бы танкер с неочищенной нефтью мог быть целесообразно модифицирован таким образом, чтобы его грузовой отсек мог выдерживать внутреннее давление жидкости 3000 фунтов/кв. дюйм (абс.) при температуре 70°F. Этот объем составляет менее ½ объема, поставляемого LNG, однако он более чем в два раза превышает типичные объемы, предлагаемых для проектов для CNG.

Этот пример является произвольным - типичный танкер для неочищенной нефти может быть дополнительно оснащен или нет для выдерживания высокого внутреннего давления жидкости, и судно, которое в конечном итоге может быть экономически пригодным для транспортировки DNG при высоком давлении жидкости, может содержать больше или меньше 1 миллиона баррелей. Однако если может быть осуществлено сооружение танкера для DNG объемом более 2 миллионов баррелей при высоком давлении жидкости, то транспортируемые объемы природного газа с помощью DNG будут приближаться к объему LNG.

Подобно CNG, ожидается, что значительная часть капитальных затрат на проект для DNG будет состоять из стоимости строительства морского судна, учитывая требования к давлению и размеру, а также относительно низкие рассчитанные затраты на установки для погрузки и дегазификации DNG, описанные в следующем разделе. Эти установки могут не требовать технологии или объема, вне того что доступно в обычных проектах по закачке и добыче в нефтяных месторождениях.

Сравнение с LNG

Экономическая осуществимость для DNG может быть поверхностно изучена путем ее сравнения с текущей коммерчески одобренной экономической осуществимостью способа с использованием LNG. В настоящее время номинальные капитальные затраты на инфраструктуру для LNG составляют $5 миллиардов. Как правило, 50% этой стоимости составляют установки для сжижения, 40% морское судно и 10% установки для дегазификации. Поскольку многие проекты для LNG в мире действуют и планируются, можно с уверенностью предположить, что большинство из этих проектов являются экономически выгодными при нынешних низких ценах на сырьевые запасы природного газа, а операторы LNG с премиальной наценкой относят на счет клиентов LNG.

Экономическая отдача операторам LNG может быть частично количественно определена с помощью времени до безубыточности, то есть точкой, в которой совокупный доход покрывает капиталовложения, которые, в свою очередь, могут быть представлены как число поставок до безубыточности. Чем меньше количество поставок до безубыточности, тем выше экономическая отдача. Если осуществимость для DNG определяется как эквивалентное количество поставок до безубыточности по сравнению с LNG, тогда возможен простой анализ, в котором требуется только сравнение объема доставки.

Следуя ранее описанному примеру, для танкера, вмещающего объем груза 1 миллион баррелей, или 5,6 миллиона футов3, степень сжатия 223 станд. куб. футов/фут3 приводит к 1,2 миллиарда станд. куб. футов природного газа, транспортируемого в танкере, или к 40% от 3 миллиардов станд. куб. футов типичного груза танкера для LNG, в типичном танкере для LNG на 5 миллионов футов3.

Поскольку объем перевозки DNG в этом примере составляет 40% от типичного объема погрузки LNG, максимальные допустимые капитальные затраты для DNG должны составлять 40% от типичных капитальных затрат для LNG в размере $5 миллиардов или $2 миллиардов, чтобы обеспечить безубыточность при том же количество погрузок.

Если для этого примера можно ограничить капитальные затраты на установки для наземного сжатия DNG и на танкер до $2 миллиардов, то разумно предположить, что экономическая целесообразность DNG будет аналогична таковой для LNG.

Эти капитальные затраты для DNG в $2 миллиарда должны быть достаточными для создания DNG и объема оборудования, в том числе для приведения в эксплуатацию танкера для жидкости на 1 миллион баррелей и 3000 фунтов/кв. дюйм (изб.).

Приведенный выше пример приводит к проекту для DNG, который составляет 40% от масштаба проекта для LNG, то есть он будет транспортировать только 40% от дебита газа проекта для LNG. Если скорость транспортировки газа будет такой же, как и для проекта для LNG, проект для DNG потребует флота морских танкеров, который в 2,5 раза больше, чем флот морских танкеров для LNG. Поэтому капитальные инвестиции в размере $5 миллиардов должны предусматривать этот больший флот для DNG, если проект для DNG будет иметь экономическую выгодность, эквивалентную проекту для LNG. Если капитальные затраты для DNG составляют менее $5 миллиардов, включая больший флот, то DNG будет успешно конкурировать с LNG.

Поскольку установки для наземной погрузки и дегазификации DNG не требуют криогенного оборудования или мощности, оборудования для кондиционирования или фракционирования газа, а вместо этого, скорее всего, требуют имеющиеся в настоящее время обычные компрессорные и технологические установки и нефтепромысловые технологии, разумно предположить, что капитальные затраты на наземные установки для DNG могут быть значительно ниже, чем для LNG. Капитальные затраты на танкер для DNG могут быть довольно большими, однако в настоящее время больших танкеров для жидкости под давлением не существует. Таким образом, сохранение стоимости строительства танкера для DNG может быть важным аспектом экономической целесообразности DNG.

Размер танкера для DNG, обеспечивающий эквивалентность объема поставки для типичного танкера для LNG, это объем, который вмещает объем груза, составляющий 2,5 миллиона баррелей. Если капитальные затраты для DNG, включая стоимость строительства такого флота танкеров, составляют менее $5 миллиардов, то DNG будет успешно конкурировать с LNG.

Хотя оборудование для погрузки и дегазификации DNG может не требовать улучшенной технологии по сравнению с обычным оборудованием для добычи нефти и газа, оно может потребовать увеличения масштаба по сравнению с обычной установкой для производства нефти и газа. Установка для дегазификации LNG может разгружать танкер для LNG менее чем за 1 день, что составляет скорость разгрузки 3 миллиарда станд. куб. футов газа в день. Для этого потребуется скорость разгрузки DNG-жидкости в 1 миллион баррелей LH в день в стандартных условиях, в дополнение к 3 миллиардам станд. куб. футов в день природного газа, которые в настоящее время являются редкими величинами в объеме добычи в нефтяной промышленности. Это предполагает, что 2,5 миллиона баррелей DNG характеризуются коэффициентом увеличения объема 2,5 так, что, когда природный газ высвобождается из DNG, это приведет к получению 1 миллиона баррелей LH в стандартных условиях.

Тем не менее, производственная установка, способная произвести 100000 баррелей нефти в стандартных условиях в день, или 1 миллиард станд. куб. футов в день, не является редкостью в нефтяной промышленности, что приведет к 10-дневному периоду разгрузки танкера для DNG объемом 2,5 миллиона баррелей.

Один альтернативный способ дегазификации DNG, описанный выше, является таким, что LH остается в танкерах для DNG, тогда как только природный газ выпускается из танкера. Установка для дегазификации DNG для этого способа может состоять только из обычного оборудования для добычи природного газа, что приведет к снижению капитальных затрат, в отличие от установки, состоящей из обычного оборудования для добычи и сепарации неочищенной нефти. Кроме того, проведение 3 миллиардов станд. куб. футов природного газа в течение одного или нескольких дней не выходит за рамки существующих возможностей крупных установок для добычи газа.

Другим элементом капитальных вложений DNG будет стоимость запасов LH. В соответствии с условием, в котором танкер объемом 1 миллион баррелей используется в качестве танкера для DNG, а 40% объема грузового пространства заполняется неочищенной нефтью в виде LH, с учетом коэффициента увеличения объема 2,5, то при цене LH $30 за баррель, стоимость объема неочищенной нефти составит $12 млн. Это составляет менее 0,6% от рассчитанных возможных общих затрат в $2,2 миллиарда, описанной выше.

Большие танкеры, которые, вероятно, подходят для экономической выгоды DNG, приведут к увеличению стоимости хранения LH, что будет пропорционально увеличению объема груза. Например, танкер для DNG объемом 2,5 миллиона баррелей, описанный выше, потребует капитальных вложений в размере $30 миллионов при цене неочищенной нефти $30 за баррель.

Если партия LH будет использоваться в нескольких перевозках, а не будет высвобождена и продана при первой перевозке в порт назначения, эта инвестиция будет восстановлена при завершении проекта для DNG, когда LH будет продаваться в последний раз по рыночной цене LH и никакой новой замены LH не будет заготовлено.

Доход от продажи будет иметь чистую текущую остаточную стоимость, которая зависит от продолжительности времени и динамики цен на LH между покупкой и продажей.

Специалистам в данной области техники будет очевидно, что могут быть сделаны различные модификации и изменения в способе транспортировки природного газа и соответствующем устройстве по настоящему изобретению без отступления от сущности или объема изобретения. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение охватывает модификации и варианты, которые входят в объем прилагаемой формулы изобретения, и их эквиваленты.

Изобретение относится к транспортировке природного газа. Способ транспортировки природного газа включает транспортировку жидкой смеси с применением морского танкера из первого местоположения во второе местоположение и высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси. Танкер содержит только жидкую смесь или жидкую смесь и воду. Жидкая смесь представляет собой жидкость, содержащую природный газ, растворенный в углеводородной смеси, поддерживаемой при температуре окружающей среды и высоком давлении. Углеводородная жидкость является стабильной жидкостью при температурах окружающей среды и давлениях окружающей среды. Во время транспортировки жидкую смесь поддерживают при температуре окружающей среды и высоком давлении. Техническим результатом изобретения является снижение затрат. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил., 12 табл.

1. Способ транспортировки природного газа, включающий:

обеспечение углеводородной жидкости, причем углеводородная жидкость является стабильной жидкостью при температурах и давлениях окружающей среды;

смешивание природного газа с углеводородной жидкостью при температуре окружающей среды и высоком давлении с получением жидкой смеси, причем жидкая смесь является жидкостью, содержащей природный газ, растворенный в углеводородной жидкости; и

транспортировку жидкой смеси с применением морского танкера, где танкер содержит только жидкую смесь или жидкую смесь и воду, из первого местоположения во второе местоположение, во время которой жидкую смесь поддерживают при температуре окружающей среды и высоком давлении.

2. Способ по п. 1, где углеводородная жидкость представляет собой неочищенную нефть.

3. Способ по п. 1, где углеводородная жидкость представляет собой дистиллят неочищенной нефти.

4. Способ по п. 1, где на этапе смешивания смешивают более 20 объемов природного газа в одном объеме углеводородной жидкости.

5. Способ по п. 1, где высокое давление составляет более 1000 фунтов/кв. дюйм (абс.).

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий перед этапом смешивания кондиционирование природного газа, в том числе дегидратацию и удаление сероводорода.

7. Способ по п. 1, где этап смешивания осуществляют в морском танкере.

8. Способ по п. 1, где этап смешивания осуществляют в буферной емкости для хранения, причем способ дополнительно включает погрузку жидкой смеси из буферной емкости для хранения в морской танкер.

9. Способ по п. 1, где этап смешивания включает:

погрузку объема углеводородной жидкости в емкость для смешивания при температуре окружающей среды и

обеспечение прохождения природного газа при высоком давлении через углеводородную жидкость из нижней части емкости для смешивания и обеспечение циркуляции смеси для предотвращения разделения газа/углеводородной жидкости.

10. Способ по п. 9, где емкость для смешивания представляет собой морской танкер или буферную емкость для хранения.

11. Способ по п. 1, где этап смешивания включает:

сжатие природного газа в емкости для смешивания при температуре окружающей среды и

закачивание углеводородной жидкости при высоком давлении в виде капель или аэрозоля в емкость для смешивания.

12. Способ по п. 11, где емкость для смешивания представляет собой морской танкер или буферную емкость для хранения.

13. Способ по п. 1, где на этапе смешивания показатель уменьшения объема природного газа, растворенного в углеводородной жидкости при заданном давлении при температуре окружающей среды, ниже показателя уменьшения объема того же природного газа, когда к природному газу прикладывают то же заданное давление при той же температуре окружающей среды.

14. Способ по п. 1, дополнительно включающий высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси.

15. Способ по п. 14, где этап высвобождения включает этап дегазификации, который включает:

направление жидкой смеси из морского танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, при этом жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и

подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.

16. Способ по п. 14, дополнительно включающий перед этапом транспортировки погрузку объема воды в танкер, причем этап высвобождения включает этап дегазификации, который включает:

спускание некоторого количества или всей воды из танкера, причем газ отделяют от жидкой смеси в пространство газовой шапки, созданное в результате спускания воды; и

подачу по трубопроводу только газа из морского танкера, пока газ непрерывно заполняет пространство газовой шапки, оставляя в итоге жидкий углеводород в морском танкере, причем жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды.

17. Способ по п. 14, где этап высвобождения включает этап дегазификации, который включает:

закачивание воды в нижнюю часть грузовых отсеков танкера и перемещение жидкой смеси из отсеков при поддерживании высокого давления в отсеках; и

направление жидкой смеси из танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, причем жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и

подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.

18. Способ транспортировки природного газа, включающий:

транспортировку жидкой смеси с применением морского танкера из первого местоположения во второе местоположение, где танкер содержит только жидкую смесь или жидкую смесь и воду, причем жидкая смесь представляет собой смесь природного газа с углеводородной жидкостью, поддерживаемой при температуре окружающей среды и высоком давлении, причем углеводородная жидкость является стабильной жидкостью при температурах окружающей среды и давлениях окружающей среды, причем жидкая смесь представляет собой жидкость, содержащую природный газ, растворенный в углеводородной смеси, и при этом во время транспортировки жидкую смесь поддерживают при температуре окружающей среды и высоком давлении; и

высвобождение газа из жидкой смеси во втором местоположении путем понижения давления жидкой смеси.

19. Способ по п. 18, где высокое давление составляет более 1000 фунтов/кв. дюйм (абс.).

20. Способ по п. 18, где этап высвобождения включает этап дегазификации, который включает:

направление жидкой смеси из морского танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, при этом жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и

подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.

21. Способ по п. 18, дополнительно включающий перед этапом транспортировки погрузку объема воды в танкер, причем этап высвобождения включает этап дегазификации, который включает:

спускание некоторого количества или всей воды из танкера, причем газ отделяют от жидкой смеси в пространство газовой шапки, созданное в результате спускания воды; и

подачу по трубопроводу только газа из морского танкера, пока газ непрерывно заполняет пространство газовой шапки, оставляя в итоге жидкий углеводород в морском танкере, причем жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды.

22. Способ по п. 18, где этап высвобождения включает этап дегазификации, который включает:

закачивание воды в нижнюю часть грузовых отсеков танкера и перемещение жидкой смеси из отсеков при поддерживании высокого давления в отсеках; и

направление жидкой смеси из танкера в один или несколько нефтегазовых сепараторов посредством системы трубопроводов, причем сепараторы находятся при температуре окружающей среды и последовательно более низких давлениях, чем давление в морском танкере, и причем в сепараторах жидкую смесь разделяют на газ и жидкость, причем жидкость представляет собой углеводородную жидкость при давлении и температуре окружающей среды; и

подачу по трубопроводу газа и жидкости из сепараторов.