اما از آن جا که اکثر میادین گاز طبیعی در جهان دور از بازار مصرف هستند، هزینه های مربوط به تولید، فرآوری و انتقال گاز طبیعی زیاد است. در چنین وضعیتی انتقال گاز به وسیله راه کارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها از اهمیت ویژه ای برخوردار است. همین مسئله باعث ایجاد روش های مختلف برای انتقال گاز طبیعی شده است که از جمله مهم ترین روش های فروش و صادرات عبارتند از خطوط لوله، گاز طبیعی مایع شده(LNG)، گاز طبیعی متراکم شده (CNG)، هیدرات گاز طبیعی (NGH)، بدیل گاز به فرآورده های مایع (GTL) و سپس فروش فرآورده های مایع ، استفاده از انرژی گاز برای تولید جریان الکتریسیته (GTW) و سپس فروش برق و بالاخره استفاده از انرژی گاز برای تولید محصولات با ارزش مورد نیاز (GTC) و فرو ش آن ها. در این تحقیق بسیاری از نکات مهم و مزایای هر کدام از روش های انتقال مورد بررسی قرار گرفته است. بررسیها نشان داده است که انتقال گاز طبیعی به فواصل دور (مکانهایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نیست) به صورت هیدرات گازی یا CNG با قیمت کمتر از LNG امکان پذیر و عملی است. مزیت رقابتی NGH یا CNG بر سایر روشهای انتقال (غیر از خط لوله) این است که آن ها روشهای ساده ای هستند و هزینه سرمایه کمتری نیاز دارند.
واژه های کلیدی: خطوط لوله، NGH ،LNG ،CNG ،GTL ،GTC ،GTW ،فروش، صادرات، گاز طبیعی
مقدمه
اهمیت رو به افزایش گاز طبیعی به عنوان یکی از حامل های تمیز انرژی و وجود منابع عظیم آن در جهان، کشورها را به شناسایی، اکتشاف، بهره برداری، تولید و تجارت گاز طبیعی تشویق و ترغیب کرده است .
صنعت گاز امروزه به یکی از پیشروترین منابع تأمین انرژی در جهان تبدیل شده است، به طوری که کارشناسان، آینده انرژی جهان را متعلق به گاز طبیعی می دانند. گاز طبیعی به دلیل مزایای زیست محیطی بسیار در مقایسه با حامل های عمده انرژی به ویژه نفت و فرآورده های حاصل از آن و نیز با توجه به روند سریع کاهش ذخائر سوخت های فسیلی دیگر مانند نفت و ذغال سنگ، به طور ملموسی مورد توجه قرار گرفته است .
شواهد نشان می دهد مصرف گاز طبیعی در سال2025 معادل 176 تریلیون فوت مکعب خواهد بود که این رقم نسبت به رقم90 تریلیون فوت مکعب مصرف گاز در سال 2001 حدوداً 2 برابر است و بر همین اساس سهم گاز در سبد انرژی از 23 درصد در سال 2001 به 28 درصد در سال 2025 خواهد رسید. به این ترتیب با توجه به در دست داشتن ذخائر عظیم گاز طبیعی و روند رو به رشد مصرف آن در جهان ضرورت ساخت تاسیسات تولید، فرآوری و مهم تر از آن انتقال گاز به بازارهای جهانی افزایش می یابد . به ویژه در کشورهای صنعتی که بازارهای گاز در آن ها از گستردگی بیشتری برخوردار هستند انتظار می رود، وابستگی به گاز طبیعی افزایش می یابد[1].
اما با توجه به این واقعیت که بسیاری از منابع گاز طبیعی در جهان دور از مراکز تقاضا هستند، صادرات و فروش گاز به وسیله راه کارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها، از اهمیت ویژه ای برخوردار است. اهمیت این مسئله باعث ایجاد روش های مختلف صادرات و فروش گاز طبیعی شده است.
روش های متداول برای صدور گاز طبیعی
خط لوله
یکی از مهم ترین و آسان ترین راه های صدور گاز طبیعی به ویژه برای نواحی همسایه و نزدیک به هم، انتقال گاز از طریق خط لوله می باشد.
در این روش پس از تعیین قطر خط لوله، مقدار گازی که به وسیله فشار انتقال می یابد، مشخص می شود و به منظور بهره برداری از حداکثر ظرفیت خطوط لوله و افزایش بازدهی در نقاط مصرف و امکان تکمیل و توسعه شبکه های شهری و خطوط صادرات گاز، از ایستگاه های تقویت فشار در طول خط لوله استفاده می شود. فشار خط لوله بسته به جنس لوله و عمر آن، معمولا بینpsig 1100-700 می باشد. هم چنین با کاهش نیروی اصطکاک در طول خط لوله و به کارگیری مواد مقاوم در مقابل خوردگی برای ساخت لوله، قابلیت عبور دهی جریان درخط لوله افزایش می یابد.
خطوط لوله در خشکی اغلب از چندین مرز سیاسی عبور می کنند به همین دلیل نسبت به خرابکاری در کشورهای متخاصم آسیب پذیرند. به این ترتیب استفاده از این روش برای صدور گاز از ذخائر کوچک اقتصادی نیست. خطوط لوله دریایی نیز به دلیل وجود
با توجه به اهمیت گاز طبیعی به عنوان یکی از منابع مهم انرژی و روند رو به رشد مصرف آن در جهان و نیز با توجه به در دست داشتن ذخائر عظیم گاز طبیعی، ضرورت ساخت تجهیزات تولید، فرآوری و مهم تر از آن انتقال گاز طبیعی به بازار مصرف افزایش می یابد. اما از آن جا که اکثر میادین گاز طبیعی در جهان دور از بازار مصرف هستند، هزینه های مربوط به تولید، فرآوری و انتقال گاز طبیعی زیاد است. در چنین وضعیتی انتقال گاز به وسیله راه کارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها از اهمیت ویژه ای برخوردار است. همین مسئله باعث ایجاد روش های مختلف برای انتقال گاز طبیعی شده است که از جمله مهم ترین روش های فروش و صادرات عبارتند از خطوط لوله، گاز طبیعی مایع شده(LNG) ، گاز طبیعی متراکم شده (CNG)، هیدرات گاز طبیعی (NGH)، تبدیل گاز به فرآورده های مایع (GTL) و سپس فروش فرآورده های مایع ، استفاده از انرژی گاز برای تولید جریان الکتریسیته (GTW) و سپس فروش برق و بالاخره استفاده از انرژی گاز برای تولید محصولات با ارزش مورد نیاز (GTC) و فروش آن ها.
در این تحقیق بسیاری از نکات مهم و مزایای هر کدام از روش های انتقال مورد بررسی قرار گرفته است. بررسی ها نشان داده است که انتقال گاز طبیعی به فواصل دور (مکان هایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نمی باشد) به صورت هیدرات گازی یا CNG با قیمت کمتر از LNG امکان پذیر و عملی است. مزیت رقابتی NGH یا CNG بر سایر روش های انتقال (غیر از خط لوله) این است که آن ها روش های ساده ای هستند و هزینه سرمایه کمتری نیاز دارند.
پستی و بلندی های کف دریا، شرایط سخت نصب و نگهداری خطوط و لزوم تقویت فشار در طول مسیر، برای فواصل بیش از 2000 مایل غیر اقتصادی می باشند.
به این ترتیب هزینه های نصب خط لوله بسته به موقعیت مکانی ( پستی و بلندی ها، دوری و نزدیکی به ذخائر) و همچنین تعداد ایستگاههای تقویت فشار، به طور متوسط یک تا پنج میلیون دلار و یا بیشتر به ازای هر مایل می باشد. بنابر این فاصله، یک عامل بسیار مهم در تعیین هزینه های نهایی خطوط لوله به شمار می آید، و هزینه های نهایی به طور تقریبی متناسب با فاصله می باشد.
گاز طبیعی مایع شده(Liquefied Natural Gas)
گاز طبیعی مایع شده LNG که از سردسازی گاز طبیعی تا دمای 162- به دست می آید، مایعی است بی بو، بی رنگ، غیر خورنده و غیر سمی که بخش اعظم آن را متان تشکیل می دهد و دارای مقادیر بسیار کمی اتان، پروپان، بوتان و نیتروژن می باشد. درفرآیند مایع سازی حجم گاز حدود 600 مرتبه کاهش می یابد بنابر این می توان گاز را به صورت مایع، برای عرضه به بازارهای دوردست و مکان هایی که امکان انتقال گاز از طریق خط لوله میسر نمی باشد، حمل کرد[3].
از ژانویه 1959 وقتی که اولین محموله LNG از ایالات متحده به انگلستان انتقال یافت، تقاضای LNG به طور چشمگیری افزایش یافت، به طوری که در سال 2001 تقاضای LNG بیش از 100 میلیون تن در سال برآورد شده است[3].
اکنون صدور گاز به صورت LNG به ژاپن، ایالات متحده و اروپا از میدان های گازی دور به دلیل پیشرفت فناوری و بازده ترمودینامیکی تجهیزات LNG اقتصادی است، ولی هنوز هم گران به نظر می رسد و اغلب هزینه ای معادل قیمت نفت، برای انتقال از ذخائر گازی به مخازن ذخیره دارد. در هر صورت هزینه های انتقال LNG به ازای هر مایل، از خط لوله کمتر است. نکته مهم این که، بهره برداری از ذخائر گازی کوچک برای تولید LNG اقتصادی نیست زیرا ظرفیت بالا و عملیات پیوسته موجب حفظ بازدهی ترمودینامیکی می شود و قیمت ها را کاهش می دهد بنابر این حجم های کوچک گاز از نظر اقتصادی برای تاسیسات LNG مناسب نیستند[2].
هر واحد گاز طبیعی مایع از چند بخش اساسی فرایند تولید LNG، حمل و نقل دریایی، تخلیه و بارگیری و نهایتاً تبدیل مجدد به گاز تشکیل یافته است که هرکدام از این بخش ها، سرمایه زیادی را طلب می کند. فرآیند تولید LNG همان طور که در شکل (1) آمده است، شامل واحدهای جداسازی گازهای اسیدی، آب گیری ( برای جلوگیری از تشکیل هیدرات جامد در واحد مایع سازی)، مایع سازی گاز (در این واحد گاز تا دمای 162- سرد شده و به حالت مایع در می آید)، واحد بازیافت گوگرد و مخازن ذخیره می باشد[3].
پس از فرآیند تولید، گازطبیعی مایع شده (LNG) از مخازن ذخیره به وسیله کشتی های سرمازای ویژه ای به محل مورد نظر انتقال می یابد. سه نوع سیستم حمل و نقل در کشتی های مدرنLNG وجود داردکه عبارتند از سیستم کروی، سیستم غشایی و سیستم منشوری. معمولا 52% کشتی ها از سیستم کروی، 43% از سیستم غشایی و 5% از سایر سیستم ها برای حمل LNG استفاده می کنند[3].
از مزایای این روش ، حمل و نقل ساده تر گاز طبیعی مایع شده به مسافت های طولانی و کاهش مشکلات سیاسی به لحاظ عبور از آب های بین المللی است.
اما این روش صادرات نیز پیامدهای منفی به دنبال دارد که عبارتند از:
1_ صرف هزینه زیاد برای مایع سازی گاز طبیعی به علت نیاز به کار کردن در فشارهای بالا.
2-با توجه به این که تجهیزات LNG در معرض دید بوده و نیز به آسانی قابل شناسائی اند، نسبت به حملات تروریستی آسیب پذیرند[4].
3-تمرکز مقدار زیادی گاز مایع شده در یک نقطه و خطرات ناشی از آن. از جمله مهمترین خطرات فیزیکی LNG عبارتند از آتش استخری (در نتیجه ریزش LNG در نزدیکی محل احتراق)، دمای پایین LNG و آسیب های ناشی از آن (آسیب رساندن به تجهیزات و پرسنل عملیاتی) و بالاخره انفجار بدون شعله (تغییر فاز سریع) که در نتیجه ریزش LNG به وجود می آید. در حقیقت اگر LNG در روی آب بریزد ولی بلافاصله مشتعل نشود با انفجاری بدون شعله به ابرهای بخار تبدیل می شود که این ابرها می توانند همراه جریان هوا حرکت کنند و در صورت رسیدن به شرایط احتراق مشتعل شوند[4].
گاز طبیعی فشرده شده (compressed natural gas)
گاز طبیعی را می توان به صورت گازی و به وسیله مخازنی با فشـارهای بالا انتقال داد. به طور نمونه می توان یک گاز طبیعی که دارای میزان قابل ملاحظه ای اتان و پروپان است را تا فشار psig 1800 و یک گازطبیعی که بخش اعظم آن متان است را تا فشار حدود psig 3000 فشرده کرد. گاز طبیعی در این فشارها، گاز طبیعی فشرده شده (CNG) نامیده می شود.
فناوری CNG یا گاز طبیعی فشرده شده، برای انتقال گاز در مسافت های طولانی، قابلیت مهمی به شمار می رود. CNG را می توان در کشتی های مخصوصی ذخیره و سپس به مقاصد مورد نظر حمل کرد. کشتی های CNG در ابتدا، دارای مخازن تحت فشار با دیواره های ضخیم (و بنابر این به لحاظ وزنی سنگین) بودند. اما اخیراً طرح های سبکتری پیشنهاد شده است. در یکی از این طرح ها، گاز در لوله های طولانی با دیواره های نازک (قطر خارجی in 25/ 6 و ضخامت دیواره لوله in 25/0( که به دور قرقره های بزرگی پیچیده شده اند، ذخیره می شود[6]. در این روش کلیه لوله ها و ساختارهای وابسته همراه گاز انتقال می یابد ولی با این حال هزینه ساخت آن کمتر از مخازن تحت فشار است. کشتی های مجهز به این سیستم توانایی حمل 1 بیلیون فوت مکعب گاز طبیعی در حالت استاندارد را دارند. در روش دیگر،گاز در لوله هایی بلند و قطورکه به صورت افقی یا عمودی در محفظه های سرد شده و عایق بندی شده در کشتی تعبیه شده اند، ذخیره می شود و به منظور کاهش خطرات احتمالی، دمای این لوله ها در 20- نگه داشته می شود. گاز برای ذخیره سازی به این روش می بایست خشک، فشرده وسپس سرد شود. در این روش کمپرسور و خنک کننده های مناسبی نیاز است ولی با این حال از روش گاز طبیعی مایع (LNG) ارزانتر و به عقیده متخصصین تجهیزات آن ساده تر است. این کشتی ها توانایی حمل تا 2 بیلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد را دارند.
با استفاده از فن آوری CNG هم انتقال گاز از ذخائر کوچک (در مکان هایی که هیچ بازار یا خط لوله ای وجود ندارد) و هم انتقال مقادیر کم گازهای همراه با نفت که نمی توانند سوزانده یا تزریق شوند، ممکن می شود. هم چنین CNG می تواند به عنوان سوخت در وسایل نقلیه مورد استفاده قرار گیرد و از جمله مزایای به کارگیری CNG به عنوان سوخت، پایین بودن نسبت کربن به هیدروژن ( در نتیجه تولید CO کمتر ) و سطح بسیار پایین ترکیبات گوگردی آن است.
سادگی فرآیند تولید CNG وفناوری ساده تر ساخت کشتی های حمل آن نسبت به LNG، طرح های CNG را به عنوان گزینه ای بالقوه برای انتقال گاز طبیعی مطرح کرده است.
مطالعات نشان می دهد مقادیر قابل توجهی گاز طبیعی (حدود 500 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد) را می توان به این روش و با هزینه ای کمتر از LNG انتقال داد.
اما یکی از مشکلات اساسی عملی نشدن به کارگیری وسیع فناوری CNG در جهان، بالا بودن احتمال انفجار به دلیل فشار بالای گاز در مخازن لوله ای شکل است و با توجه به این نکته استفاده از این فناوری برای انتقال گاز تنها تا فواصل 2500 مایل مطمئن به نظر می رسد..
تبدیل گاز طبیعی به فرآورده های مایع و سپس صادرات و فروش آن ها(Gas to liquid)
امروزه یکی از راه کارهای مناسب برای انتقال گاز طبیعی، تبدیل گاز به فرآورده های مایع GTL از قبیل سوخت های پاک (syncrude ، دیزل) ، روغن ها، واکس ها، آمونیاک، متانول، ماده اولیه برای ساخت پلاستیک (از قبیل اوره ، دی متیل اتر (DME) – که امروزه به عنوان سوخت وسایل نقلیه، جانشین LPG یا سوخت نیروگاه و نیز خوراک واحدهای شیمیایی استفاده می شود.) و... است.
طی سال های اخیر با پیشرفت قابل توجه (GTL)، این فناوری به عنوان یک گزینه مناسب و اقتصادی برای بهره برداری از ذخائر گازی مطرح شده است.
معمولاً فرآیند تبدیل گاز به فرآورده های نفتی مایع (GTL) شامل واحد های زیر است:
1_ واحد خالص سازی گاز:
در این واحد گازهایی چون ، ، پروپان و بوتان (LPG)، پنتان و اتان از گاز طبیعی جدا می شوند و گاز خالص سازی شده شامل متان و مقادیر کمی اتان است.
2_ واحد تولید گاز سنتز:
در این مرحله متان و اکسیژن با استفاده از روش های موجود برای تولید گاز سنتز، هم چون تغییر مولکولی با بخار ، تغییر مولکولی خود گرمایی یا اکسیداسیون جزئی و ... با هم ترکیب شده و گاز سنتز تولید می کنند. گاز سنتز مخلوطی است از هیدروژن و منو اکسیدکربن که معمولا حاوی مقادیر کمی بخار آب و دی اکسید کربن نیز می باشد.
3_ واحد تولید هیدرو کربن های خطی مایع (واحد فیشر - تراپش):
در این مرحله، گاز سنتز تحت فشار اتمسفر و درجه حرارت 300-100 در مجاورت کاتالیست های فلزی همچون آهن، کبالت، نیکل، رتینوم یا رودیم، به صورت هیدرو کربن خطی در می آید.
واحد سنتز فیشر- تراپس، واحد اصلی فرآیند (GTL) بوده و راکتور آن قلب کل فرآیند محسوب می شود.
4_ واحد پالایش، بهبود کیفیت و جداسازی محصول نهایی:
در این مرحله با استفاده از فرآیندهای پالایشگاهی محصولاتی چون گازوئیل ، نفتا ، نفت سفید و حتی بنزین یا فرآورده های همچون روغن های روانساز و پارافین به دست می آید.
لازم به ذکر است که محصولات نهایی به دست آمده از فرآیند (GTL) اکثرا معادل فرآورده های نفتی حاصل از برج تقطیر پالایشگاه ها می باشد و اصطلاحا به آن فرآورده های میان تقطیری گفته می شود. از همین رو بعضا واژه Gas to liquid با استفاده از فرآیند فیشر تراپش را تبدیل گاز به فرآیند های میان تقطیری نیز می گویند.
از مزایای این روش انتقال می توان به حمل و نقل آسان و ارزان محصولات به دلیل مایع بودن آن ها، کیفیت بالاتر محصولات نسبت به سایر روش های تهیه، ارتقاء میزان بازدهی فرآیند احتراق در موتورها، اقتصادی بودن فرآیند به ویژه در مناطق دور دست، پایین بودن مشکلات زیست محیطی به دلیل سطح پایین گوگرد و ترکیبات آروماتیک و تولید محصولات گران قیمت اشاره کرد.
استفاده از گاز طبیعی برای تولید جریان الکتریسته و سپس فروش جریان برق (Gas To Wire)
در این روش ، گاز طبیعی به عنوان سوخت در نیروگاه ها برای تولید جریان الکتریسته مورد استفاده قرار می گیرد و جریان الکتریسته از طریق کابل به مکان مورد نظر انتقال می یابد.
بنابراین ذخائر گاز دور از ساحل می توانند به عنوان سوخت در نیروگاه های (دور از ساحل) مورد استفاده قرار گیرند و سپس جریان الکتریسته از طریق خطوط انتقال برق به ساحل انتقال می یابد که متاسفانه نصب این خطوط نیز تقریبا به گرانی نصب خطوط لوله می باشد.
از مزایای این روش انتقال انرژی می توان به کاهش انتشار گازهای گلخانه ای، کاهش سر و صدا ، امنیت بالاتر ، ایجاد فضاهای خالی برای سایر تجهیزات در سکوها و کاهش پرسنل عملیاتی و در نتیجه کاهش هزینه های سکوها اشاره کرد.
استفاده از گاز طبیعی برای تولید محصولات با ارزش و سپس فروش آن ها (Gas To Commodity)
برای تولید محصولاتی از قبیل آلومینیوم، شیشه، آجر، سیمان و میله های آهنی و ... مقادیر زیادی انرژی نیاز است. در این روش گاز پس از تبدیل به نیروی الکتریکی و یا گرمایی برای تولید محصول مورد نظر مورد استفاده قرار می گیرد.
به این ترتیب انرژی گاز از طریق تبدیل به محصولات و کالاهای مورد نظر، وارد بازار مصرف می شود. از جمله معایب این روش هزینه بالای تجهیزات و لزوم واردات مواد خام برای تولید محصول مورد نظر است. به منظور به کارگیری روش (GTC) برای صدور انرژی می بایست بسیاری نکات از قبیل فرصت های بازار، ارزش رقابتی محصول، نوسانات قیمت، قیمت مواد خام و نیروی انسانی، هزینه تولید محصول و قیمت فروش آن و ... را در نظر گرفت.
هیدرات گاز طبیعی (Natural gas hydrate)
یکی دیگر از راه کارهای مناسب و ارزان برای انتقال گاز طبیعی، فناوری تبدیل گاز طبیعی به هیدرات گازی (NGH) است. به دنبال کشف این ترکیبات توسط سر همفری دیوی در سال 1810، تحقیقات زیادی بر روی هیدرات گاز طبیعی صورت گرفت و در سال 1934 ، هُمر اشمیت نشان داد که تشکیل کریستالهای هیدرات گازی باعث انسداد خطوط لوله انتقال گاز می شود. به این ترتیب با شناخت هیدرات گازی به عنوان عاملی مزاحم در خطوط لوله گاز، ایده انتقال گاز طبیعی به صورت هیدرات شکل گرفته است[8].
هیدرات گازی محلول جامدی است که از ترکیب گازهای سبک هیدروکربنی (مانند متان، اتان، پروپان و ...) و یا گازهای سبک غیر هیدروکربنی (مانند دی اکسید کربن، نیتروژن و ...) با آب در دمایی نزدیک به نقطه انجماد آب و در فشارهای بالا تشکیل می شود. در واقع وجود پیوندهای هیدروژنی بین مولکول های آب باعث ایجاد حفره هایی در ساختمان کریستالی مولکول آب به عنوان میزبان می شود و این گازهای سبک در این حفرات به عنوان مهمان به دام می افتند. وجود نیروهای واندروالسی بین مولکول های گاز و آب باعث پایداری ترمودینامیکی این شبکه کریستالی می شود. در این نوع کریستال ها هیچ نوع پیوند شیمیایی بین مولکول های آب و مولکول گاز محبوس شده به وجود نمی آید.
مدت های مدیدی استفاده از هیدرات گاز طبیعی به منظور ذخیره سازی و انتقال گاز، تنها یک پدیده آزمایشگاهی محسوب می شد زیرا دانشمندان گمان می کردند، برای جلوگیری از تجزیه هیدرات گاز طبیعی به فشارهای بالا نیاز دارند و با توجه به این که ایجاد فشار بالا باعث افزایش هزینه ها می شود، استفاده از هیدرات گاز طبیعی به منظور ذخیره سازی و انتقال در مقیاس بالا مورد توجه قرار نگرفت. بر همین اساس به منظور کاهش هزینه ها بنش (1942) پیشنهاد داد به جای استفاده از فشار بالا برای جلوگیری از تجزیه هیدرات، از روش سرد سازی هیدرات تا دمای پایینی مانند 32- استفاده شود[8].
اگرچه سرد سازی هیدرات تا دمایی پایین تر از 32- از نظر فناوری عملی و میسر می باشد، اما ذخیره سازی و انتقال حجم های بالایی از هیدرات با چنان دمایی به لحاظ اقتصادی امکان پذیر نیست. این مسئله به وسیله گودموندسون (1990) مورد بررسی قرار گرفت. او پیشنهاد کرد که هیدرات گاز طبیعی تا زیر دمای تعادلی سرد شود تا برای ذخیره سازی و انتقال در مقیاس زیاد، پایدار بماند اما بهتر است، هیدرات تحت شرایط نزدیک به آدیاباتیک نگه داشته شود. به این ترتیب هیچ انرژی گرمایی اجازه ورود به سیستم را ندارد و سرعت تجزیه هیدرات کاهش می یابد. هم چنین او نشان داد که نرخ تجزیه هیدرات گاز طبیعی در فشار اتمسفری، در محدوده دمایی 5- تا 15- ، ناچیز است و پیشنهاد کرد که هیدرات گازی در زیر لایه ای از یخ به عنوان محافظ برای جلوگیری از تجزیه بیشتر، نگهداری شود[8].
پس از فرآیند تولید، هیدرات گاز طبیعی به وسیله کشتی های ایزوله ویژه ای به محل استفاده منتقل می شود و با توجه به اینکه دمای حمل هیدرات بالاتر از دمای حمل LNG می باشد و نیز نیازی به فشارهای بالا (بیش از psig 3000 ) مانند روش CNG ندارد، هیدرات گازی را می توان با سهولت بیشتری انتقال داد. از این رو فناوری ساخت کشتی های حمل هیدرات پیچیدگی بسیار کمتری نسبت به کشتی های حمل LNG و CNG خواهد داشت.
علاوه بر به کارگیری (NGH) برای ذخیره سازی و انتقال گاز طبیعی، این ترکیبات هم چنین در بسیاری فرآیندهای جداسازی از قبیل جداسازی دی اکسیدکربن، نمک زدایی از آب دریا و ... مورد استفاده قرار می گیرند و اخیرا با توجه به گرمای تجزیه بالای هیدرات گاز طبیعی (NGH)، این ترکیبات می توانند در فرآیند خنک سازی نیز به کار گرفته شوند[7].
علاوه بر این، امروزه مخازن بزرگ هیدرات حاوی متان در لایه های منجمد اعماق زمین و رسوبات دریاها درعمق های بیشتر از m 500 کشف شده اند که اگر به صورت صحیح مورد بهره برداری قرار گیرند، می توانند منبع انرژی عمده ای در 30 سال آینده باشند[2].
مقایسه NGH با سایر روش های صدور گاز
همان طور که قبلاً نیز اشاره شد فناوری هیدرات یک راه مناسب برای انتقال گاز و جای گزینی مناسب برای روش LNG به ویژه برای انتقال گاز از میادین گازی کوچک است. این روش انتقال در مقایسه با روش های LNG و GTL نسبتاً ساده، ارزان و بدون نیاز به فرآیند پیچیده است.
مقایسه نوعی بین فناوری های LNG و NGH برای انتقال 400 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد در هر روز به وسیله کشتی به فاصله km 5500 ، توسط گودموندسون و همکاران نشان داد که هزینه سرمایه نهایی برای استفاده از فناوری هیدرات گاز طبیعی (NGH)، 1995 میلیون دلار و هزینه سرمایه نهایی برای استفاده از روش گاز طبیعی مایع شده (LNG)، 2677 میلیون دلار است بنا بر این آن ها به این نتیجه رسیدند که هزینه زنجیره NGH ، 26% کمتر از هزینه زنجیره LNG است. هم چنین آن ها نشان دادند که هزینه های انتقال NGH ، 25% و تولید آن 36% کمتر از LNG است در حالی که هزینه بازیافت گاز 9% بیشتر از LNG است. محاسبات اقتصادی بیشتر نشان می دهد که خط لوله بهترین روش برای انتقال گاز به فواصل کوتاه (کمتر از km 1000)، NGH بهترین روش برای انتقال گاز به فواصل متوسط تا طولانی (1000 تا km 12000)، LNG بهتر از GTL برای فواصل کمتر از km 6000 و GTL بهترین روش برای فواصل بسیار طولانی (بیش از km 12000) است، چنان که در شکل (5) مشاهده می شود[9].
اما مشکل اساسی در انتقال گاز به صورت هیدرات، حجم کمتر گاز منتقل شده نسبت به انتقال گاز به صورتLNG و CNG می باشد. بر اساس مطالعات انجام شده هر متر مکعب هیدرات شامل حدود 160 متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد است در حالی که هر مترمکعب LNG شامل 600 متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد و هر مترمکعب CNG شامل200 متر مکعب گازطبیعی در شرایط استاندارد ( با فشار بالاتر از psig 3000 ) است. این موضوع در اقتصادی بودن طرح های انتقال گاز بخصوص برای فواصل دور بسیار پر اهمیت می باشد. با این حال، هنوز امیدهای زیادی برای به کارگیری فناوری هیدرات برای انتقال گاز طبیعی به فواصل دور دست وجود دارد[9].
نتیجه گیری
1_ خطوط لوله و LNG از مهم ترین و پرکاربردترین روش های انتقال گاز طبیعی به شمار می آیند. هزینه خطوط لوله متناسب با فاصله می باشد. هزینه انتقال گاز طبیعی به صورت LNG نیز به تناسب فاصله با بازار ولی با نرخ کمتر از خط لوله، افزایش می یابد، اما این روش انتقال به سرمایه گذاری اولیه بالایی نیاز دارد.
2_ روش های LNG و خط لوله برای انتقال گاز ذخائر کوچک به لحاظ اقتصادی مناسب نیست.
3_ GTW وGTL و به ویژه GTC روش های انتقال بالقوه ای هستند و باعث رشد در آمد اقتصادی کشور می شوند اما نیازمند سرمایه گذاری های عظیم می باشند. هم چنین روش GTL می تواند نیاز روز افزون به بنزین را کمتر کند. در روشGTC ، نوسانات قیمت محصول ولزوم بازاریابی مانع ترقی و توسعه این روش انتقال می شود.
4_ انتقال گاز طبیعی به صورت هیدرات یا CNG (برای مکان هایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نیست) با قیمتی کمتر از LNG امکان پذیر است. از مزیت های این روش نسبت به سایر روش های انتقال می توان به سادگی و هزینه سرمایه پایین آن ها اشاره کرد.
مراجع
http://www.NIGC.ir
Thomas Sydney, Dawe Richard A., "Review of ways to transportnatural gas energy from countries which do not need the gas for domestic use", Energy 28 (2003) 1461-1477, 3 january 2002.
Javanmardi J., Nasrifar Kh., Najibi S.H., Moshfeghian M., "Feasibility of transporting LNG from South-Pars gas field to potential markets", Applied Thermal Engineering (2006), inpress.
] Parfomak Paul W., Specialist in Science and Technology, Resources, Science, and Industry Division," Liquefied Natural Gas (LNG) Infrastracture Security: Background and Issues for congress", September 9, 2003.
www.gas.ir/rt_man/seminars/8409/GTL_Didari.pdf
Stenning D, Cran JA. The Coselle CNG carrier. Forum 23, 16th World Petroleum Congress, Calgary, Alberta,Ccanada, World Petroleum Congress, London W1N 3OE, UK; 2000.
Chatti Imen, Delahaye Anthony, Fournaison Laurence, Petitet Jean-Pierre,"Review Benefits and drawbacks of clathrate hydrates: a review of their of interest", Energy Conversion and Management 46 (2005) 1333-1343.
Gudmundsson J.S. and Hveding F.," Transport of Natural Gas az Frozen Hydrate", Norwegian Institue of Technology, ,Juane 1995.
Gudmundsson J.S., Andersson V., Lenk O.L. and Parlaktuna M., "Hydrate Concept For Capturing Associated Gas", Department to Petroleum
Engineering and Applied Geophysics, Norwegian University of Science and Technology, 7034 Trondheim.
*دیده شده در درگاه جامع اطلاعات و پژوهش فناوری شرکت ملی گاز ایران به تاریخ 1394/8/18
**گروه مهندسی شیمی، دانشگاه سمنان
نظر شما