SPE11493天然气运输现状与未来的外文翻译

SPE 114935天然气运输:现状与未来J. Rajnanth, K. Ayeni, and M. Barrufet, SPE, Texas A&M UniversityCopyright 2008,Society of Petroleum Engineers摘要天然气是一种具有多种用途的无污染、清洁型燃料。

只有十几个国家的产量占全球产量的84%，因此天然气的使用权在国际政治和经济上已成为一个重要因素。

天然气密度小，天然气使用的主要困难是运输和储存。

尽管如此，这些年天然气产量已取得大幅度增长。

这是由于具有大量天然气储量，天然气广泛使用；其燃烧发电的二氧化碳排放量也是很少的。

在过去，石油生产过程中回收的天然气并不是以盈利为目的卖掉，而是简单地燃烧。

现在在许多国家这种浪费行为是违法的。

埋地管道高压输送是天然气输送最常用的方法。

此外，现在许多国家意识到在未来将天然气以LNG、CNG或其它运输方法输送给终端用户，可获得其价值。

目前许多情况下将天然气回注地层，以获得最终采收率。

在天然气供应链中，天然气运输扮演一个非常重要、关键的角色；最大的挑战是在无环境风险的前提下，将天然气以最低的成本输送给市场。

在选择天然气运输方式时市场的再气化是很重要的。

本文综述、分析和提供了一些关于目前和未来天然气运输方式的想法。

从油气田到市场，输送天然气的方式有管道输送、液化天然气输送、压缩天然气输送、天然气固体（水合物）输送、气体液化输送、气体管线和其他天然气商品输送。

本文概述了目前天然气运输方式面临的挑战，讨论借助新的技术或新的天然气运输方式进行改良的可能性。

文章的另一个重点是强调和比较影响不同天然气运输方式的的关键因素，这些因素有经济、市场、气体密度、环境风险和再气化问题。

序言从生产地区到消费地区，有效的天然气输送需要大规模、复杂的运输系统。

在许多情况下，产自单井的天然气将运行很长的距离到达其使用的地点。

天然气运输与其储存紧密相连，当不需要正在输送的天然气时，将其注入储存设备，以备使用时用。

过去影响天然气运输方式的因素有天然气储量、天然气销售周期、与市场间的距离、投资和可使用基础设施以及天然气处理。

现在较严厉的环境法禁止燃烧天然气，强烈要求开采伴生气的方法。

将天然气输送到市场的可能方法有管道输送、液化天然气运输、压缩天然气输送、天然气水合物输送、气体液化输送、气体管线和其他天然气商品输送。

表1所示为不同阶段天然气的运输方式。

天然气储量（2005年）是在6500tcf范围之内，但非常重要的40%也就是2500tcf是滞留气。

天然气储量这很少的一部分主要存在俄罗斯、卡塔尔、澳大利亚、阿拉斯加和特立尼达岛。

通常大量的伴生气或回注或燃烧，但是现在许多国家禁止大量燃烧天然气。

因此须以经济的方式推动滞留气体运输。

表1-目前不同阶段天然气的运输方式管道这些年管道输送一直是运输天然气最便利的方式。

现在管道输送仍是将天然气输送到市场的一个重要的机制。

天然气输送系统由一个复杂的管道网络组成，其可以高速、有效地将天然气从产地运输到需求量大的地方。

沿管线建立压缩机站，以维持有效的天然气输送工艺。

管道直径在6—56英寸之间。

特里尼达65英寸跨岛管道的竣工，使其成为世界上管径最大的管道之一。

通常管道的操作压力大于700psig，这取决于管道的寿命和使用的施工材料。

美国的管道安装费用从每英里1美元到6美元。

实际的价格取决于管径、海上还是陆上、山地或者平原、距离等。

天然气可在地上管道、地下管道和海底管道内输送。

内地出口管道通过欧洲、北美。

建设天然气管道需要进行大量规划和准备工作。

此外,实际建设管道时,必须同时完成若干个允许的管理过程。

一系列管道技术如管道材料、安装技术、数据采集与监视控制、监视、自动操作系统，已得到了发展（Verghese，2003）。

在世界各个地区正在建设新的管道。

表2是一些地区现有的和拟有的天然气管道工程的汇编。

天然气管道输送仍然是运输天然气的一种很流行的方式。

（1）集气管道——由组成复杂网络的较小互连的管道组成，其用途是将天然气从附近的几个井输送到处理厂或处理设备。

在这里，管道通常很短（几百米），管径小。

从深水生产平台收集气体的海底管道，也被视为集气管道。

（2）输气管道——这主要是长距离、大管径管道，使天然气产品在城市、国家、甚至大陆间进行输送。

这些输送管网包括管线上若干个压缩机站。

（3）配气管线——由数个小管径、相互连接的管道组成，将天然气产品输送到终端消费者。

配气干线将天然气分配到居民和下游商业。

将天然气产品分配到储罐和储存设备的终端管道也属于这组。

管道运输工艺管网由数件设备组成，这些设备一起操作使产品从一地输送到另一地。

管道系统的主要部分见图1，如下:（1）起点注入站——是系统的起点，天然气产品在首战注入管线。

储存设备、泵或压缩机通常位于这些位置。

（2）压缩机/泵站——原油管道沿线设置泵、天然气管道沿线设置压缩机，使产品通过管道。

这些站的位置取决于地形、输送产品的类型、或管网的操作条件。

（3）断流站/中间站——这些设备允许管道操作者分出部分正在输送的产品。

（4）截断阀站——这些是首次保护管道的管线。

有了这些阀门，操作者可以隔断管线任何需要维修的部分，或隔断破裂或泄漏。

截断阀站之间的距离通常为20-30英里（48公里），这取决于管道的类型。

这些站的位置只取决于输送产品的性质、管道线路和/或管线的操作条件。

（5）调压站——这是一个特殊类型的阀站，操作者在这里可以释放一些管线的压力。

调压阀通常设在下坡侧的最高点。

（6）最终接收站/出口站/终端——这是将产品分配给消费者的地方。

对原油管道来说，它可能是油库；对输气管道来说，可能是与分配管网的连接。

图1—管道输送示意图如果管道停工，来自油井的产品、加工和接收终端也将停工。

管道输送会面临蓄意破坏、其它人为和自然破坏的风险。

普遍认为，小量的储备使用管道是不经济的。

经济性表3所示为世界上一些已计划管道的基础设施。

这些编译的数据给出了管道的尺寸、管道长度和预算造价。

图2—管道预算成本上图是根据表3数据绘制而成。

与目前管道的预算成本US﹩3.28百万/英里很相近。

这个成本取决于上述几个引用变量。

储存能力通过管道储气的方法，天然气可以暂时储存在管道系统。

增加压力可以储存更多的气体。

在市场地区高需求时期，可从管道中抽出大量天然气，比在生产地区注入要多。

管道储气一般是在非峰值时期实施，以满足第二天的峰值需求。

然而，对于传统地下储存来说，这种方法只能提供短期临时的替代。

环境输送易燃或易爆材料的管道，例如天然气，很容易造成特殊的安全问题。

管道是破坏行为、蓄意破坏，甚至是恐怖袭击的目标。

在战争时期，管道的破坏能严重中断敌人的后勤，所以管道经常是军事袭击的目标。

天然气管道是几乎任何一个国家经济发展的重要财产，有必要制定一些政策确保这些财产、管道沿线居民和环境的安全。

泄露探测系统对天然气管道系统来说是很有必要的。

还有一些社会问题影响管道的操作。

在许多国家，管道盗窃对管道公司来说是个问题。

经常会在管道中部发现非法盗窃。

在这种情况下，对定位精度的期望很高，探测水平应该在最大流量的2%以下。

从沿线巡视到卫星监视，已采取了不同类型的技术和策略。

防止管道偶然泄露最常用的技术是计算机管道检测系统。

液化天然气LNG液化天然气即LNG是将天然气转变为液体，方便其储存或运输。

LNG是将气体降温至-162℃左右，其体积是室温下气体体积的1/600。

LNG可以海运，也可以陆运。

LNG在特定的低温海洋容器或低温道路罐车运输。

液化工艺除去氧气、二氧化碳、硫化合物和水。

LNG装船，运输到再气化终端，在那里LNG升温，转变为气体。

再气化终端通常与储存、管道配气管网（将天然气分配到当地配送公司）或发电厂连接。

一个完整的LNG链包括液化厂、低温特压运输船和再气化终端。

LNG提供了一个长距离运输天然气安全有效的方式，特别是从管道设施不完善的天然气生产国运输。

天然气液化可追溯至19世纪，当时英国化学家和物理学家Michael Faraday 液化不同类型的气体进行试验。

1873年德国工程师Karl van Linde制造了第一台实用性可压缩制冷机。

在第一家公司意识到天然气潜力期间，1915年Ohio公司在饿坏明州偏僻的地区发现了大量天然气。

早在1917年，液化方法就被证实；1920年他们率先发展了天然气管道，将天然气输送到消费者。

在19世纪20年代，菲利普斯石油公司创始人Frank Phillips认识到天然气的重要性，其作为有价值流体的副产品例如丙烷、丁烷。

根据1937年开始进行的试验，1941年在俄亥俄州的克利夫兰开始了首次大规模低温液化项目。

1945年在试验的基础上开始了第一次从路易斯安那到英国肯伟岛的船运LNG，在肯伟岛英国天然气公司建造了第一个LNG进口终端。

1964年英国天然气开始了第一次大规模贸易，当时是英国天然气从阿尔及利亚船运。

第一个商业性质的国际LNG项目是每年40万立方英尺，超过15年的合同期限。

LNG供应链包括：天然气生产—将天然气从储层运输到LNG厂的过程LNG生产—由气体到液体的转变航运—使用专业船舶将天然气运输到市场LNG再气化终端—将天然气恢复到气相的转变天然气利用—天然气分配到终端用户已有的工艺技术是康菲石油（优化级联）和电离（丙烷预冷）。

新的工艺技术包括：APCI(AP-X)、Linde(MFC)、Shell(PMR)、IFP（Liquefin）（Morgan）。

一个广泛使用的工艺是由飞利浦公司发明的菲利普优化级联过程。

这个过程包括气体冷却，通过丙烷、乙烯、甲烷制冷的连续水平运行。

每个冷却循环可以降低气体的最终冷却温度。

液化厂有点像一个巨大的冰箱，里面有巨大的压缩机、冷凝器、压力膨胀阀和蒸发阀。

一个单一的液化装置或序列包括几百米耐寒管道。

LNG作为液体，加工到一个大气压。

通过液化过程去除重烃组分液体，是为了进一步加工。

海上浮式LNG生产已经产生，大型浮式生产、储存和卸载设施在未来越来越会有可能。

相对于传统的陆上处理厂，海上天然气液化有不同的处理要求。

对于大型陆上天然气液化来说，热力学效率无疑是最重要的处理选择因素；而对海上项目来说，其他因素则很重要。

热力学效率可能仍然至关重要，然而对海上使用条件例如紧密度、工艺安全性是很值得考虑的。

高效预冷混合制冷循环在陆上LNG安装中占主导地位，可能无法满足未来移动的、海上液化项目。

以下几表显示进口地区LNG的相关信息。

表4—大西洋盆地LNG出口国表5—太平洋盆地LNG出口国表6—中东盆地LNG出口国目前有近49个已有再气化终端和28个拟建终端。

LNG活动正在扩大也将继续扩大。

经济性LNG生产与运输所需的最重要的基础设施是LNG厂，LNG厂有一个或多个LNG 链，对气体液化来说每一个链是一个独立的组。