KR101577800B1 - Lng-fpso 또는 flng의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템 및 방법 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 LNG-FPSO 또는 FLNG의 메탄올 생산 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는 해상유전의 천연가스에 포함된 이산화탄소를 메탄올로 전환하는 메탄올 생산시스템에 있어서, LNG-FPSO 또는 FLNG의 탑사이드에 설치되고, 해상 유전에서 채굴된 천연가스를 공급받아 3상으로 분리하는 주입 분리기; 상기 주입 분리기에서 분리된 가스를 공급받아, 상기 가스에 포함된 메탄과 이산화탄소를 촉매반응에 의하여 메탄올로 합성하는 메탄올 반응기; 상기 반응기로부터 상기 합성된 메탄올을 공급받아 저장하는 메탄올 저장탱크; 및 상기 반응기의 후단에 설치되어, 상기 반응기로부터 상기 반응이 완료된 가스를 공급받아, 상기 가스에 포함된 H2와 CO를 제거하는 멤브레인을 포함하고, 상기 H2와 CO를 제거한 가스는 LNG 생산 시스템으로 공급되는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 메탄올 생산 시스템이 제공된다.
상기 본 발명에 의하면, 다량의 산성가스가 포함된 해상유전에서 LNG-FPSO 또는 FLNG를 적용할 때, 상기 다량의 이산화탄소를 메탄올로 전환함으로써 메탄올을 생산하게 되어 이산화탄소 배출량을 현저하게 저감시키면서도, 경제성을 확보할 수 있는 효과가 있다.

Description

LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템 및 방법 {CARBON DIOXIDE REMOVING SYSTEM FROM NATURAL GAS AND METHOD FOR THE SAME ON LNG-FPSO OR FLNG}
본 발명은 해상유전의 천연가스에 포함된 이산화탄소를 메탄올로 전환하는 LNG-FPSO 또는 FLNG의 메탄올 생산 시스템 및 방법에 관한 것이다.
일반적으로는 해상유전에서의 LNG 생산시, CO2 제거 공정은 2단계에 걸쳐 진행하고 있다. 구체적으로, 첫 번째 단계에서 멤브레인 등의 벌크 제거 공정을 거친 후, 두 번째 단계에서 기존의 아민 공정을 이용하여 CO2를 제거 하게 된다. 일반적으로 CO2의 수준은 50 ppm 이하 수준으로 제거하게 되고, CO2가 제거된 가스는 탈수, 수은제거, NGL 회수 및 액화를 거쳐 LNG로 저장된다.
이와 같이 산성가스를 처리하기 위한 종래 FLNG의 구성은 도 1에 나타내었는바, 해상유전에서 채굴된 천연가스를 운반하기 위한 해저 시스템과, 운반된 가스를 물, 가스, 탄화수소액체의 3상으로 분리하는 주입 시스템, 산성가스를 제거하는 아민 프로세스, 물 및 수은을 제거하기 위한 탈수 및 수은 제거 유닛, LNG의 품질을 향상시키기 위한 NGL 회수 및 액화에 의한 LNG 생산시스템으로 구성되어, 종래 FLNG는 해상유전에 투입되어 LNG 이외에 컨덴세이트, LPG 등을 생산하게 된다.
한편, 최근 가스 및 유가가 지속적으로 상승하면서 오일메이저를 중심으로 해상유전 개발 및 탐사가 활발하게 이루어지고 있다. 해상유전 탐사시 해상유전의 개발 여부를 판단하게 되는데, 이 때, 매장량과 산성가스(대부분 CO2)의 함유량이 개발여부 판단의 특히 중요한 척도가 되고 있으며, 실제로, 70 mol% 이상의 CO2를 포함한 경우에는 개발을 보류한 예가 있고, 매장량이 경제성에 타당하더라도 다량의 산성가스가 포함되는 경우 개발을 주저하는 상황이 발생하고 있다.
이는 해상유전에서 채굴된 천연가스에는 통상 3~10 mol %의 CO2가 함유되어 있으나, 수십 mol % 의 CO2가 함유 되어 있는 경우에는 상술한 바와 같이 CO2 제거를 위해 벌크 제거 유닛을 추가적으로 설치해야 하며 CO2 처리 문제에 심각한 문제점을 가지고 있고, 더욱이 상대적으로 LNG의 생산량도 떨어진다는 단점이 있으며, 지구온난화의 주범인 CO2와 관련한 환경규제는 점점 강화되고 있다. 따라서 다량의 산성가스가 포함된 해상유전의 개발시 포집된 CO2의 처리방안이 요구되고 있다.
이에 본 발명은 상기와 같은 문제점에 착안하여 안출된 것으로, 다량의 산성가스가 포함된 해상유전에서 LNG-FPSO 또는 FLNG를 적용할 때, 상기 다량의 이산화탄소를 메탄올로 전환함으로써 메탄올을 생산하는 시스템을 제공하는 것을 그 해결과제로 한다.
또한 본 발명은 LNG-FPSO 또는 FLNG에서, 해상유전의 천연가스에 포함된 이산화탄소를 메탄올로 전환하는 메탄올 생산방법을 제공하는 것을 다른 해결과제로 한다.
상기 과제를 해결하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면,
LNG-FPSO 또는 FLNG의 탑사이드에 설치되고, 해상 유전에서 채굴된 천연가스를 공급받아 3상으로 분리하는 주입 분리기;
상기 주입 분리기에서 분리된 가스를 공급받아, 상기 가스에 포함된 메탄과 이산화탄소를 촉매반응에 의하여 메탄올로 합성하는 메탄올 반응기;
상기 반응기로부터 상기 합성된 메탄올을 공급받아 저장하는 메탄올 저장탱크; 및
상기 반응기의 후단에 설치되어, 상기 반응기로부터 상기 반응이 완료된 가스를 공급받아, 상기 가스에 포함된 H2와 CO를 제거하는 멤브레인을 포함하고,
상기 H2와 CO를 제거한 가스는 LNG 생산 시스템으로 공급되는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 메탄올 생산 시스템이 제공된다.
바람직하게는 상기 주입분리기에서 분리된 컨덴세이트를 안정화시키는 컨덴세이트 안정화기; 및 상기 안정화된 컨덴세이트를 저장하는 컨덴세이트 저장 탱크를 더 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 멤브레인에서 분리된 H2는, LNG-FPSO 또는 FLNG에 마련되는 연료전지에 연료로 공급되고, 상기 분리된 CO는 소각로로 공급되어 제거되는 것을 특징으로 한다.
또한 상기 연료전지는 고분자 전해질 연료전지, 고체산화물형 연료전지 또는 용융탄산염형 연료전지인 것을 특징으로 한다.
또한 상기 메탄올 반응기에서 상기 촉매는, 알루미노 실리케이트 및 금속을 포함하는 바이모달 세공구조의 촉매인 것을 특징으로 한다. 이 때, 상기 촉매는 백금, 아연, 팔라듐, 은, 이리듐, 구리, 로듐, 니켈, 루테늄, 코발트, 금, 몰리브덴 및 이들의 산화물로 이루어진 군으로부터 선택된 어느 하나 또는 둘 이상의 합금인 것을 특징으로 한다.
또한 상기 LNG 생산시스템은, 상기 H2와 CO를 제거한 가스를 공급받아 잔여 산성가스를 제거하는 아민 공정 유닛, 상기 산성가스가 제거된 가스를 공급받아 수분을 제거하는 탈수 유닛, 상기 물이 제거된 가스를 공급받아 수은을 제거하는 수은 제거 유닛, 상기 수은이 제거된 가스를 액화시키는 액화 유닛, 및 상기 액화된 가스를 공급받아 저장하는 LNG 저장탱크를 포함하여, 상기 H2와 CO를 제거한 가스로부터 LNG를 생산하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 LNG 저장탱크에서 발생된 BOG는 BOG 회수라인을 통해 상기 연료 전지로 공급되는 것을 특징으로 한다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 메탄올 생산방법에 있어서,
해상 유전에서 채굴된 천연가스를 3상으로 분리하는 제1 단계;
상기 분리된 가스에 포함된 메탄과 이산화탄소를 촉매반응에 의하여 메탄올로 합성하는 제2 단계;
상기 제2 단계에서 합성된 메탄올을 저장하는 제3 단계;
상기 제2 단계에서 반응이 완료된 가스를, 멤브레인을 이용하여 상기 가스 내 포함된 H2 및 CO를 분리하여 제거하는 제4 단계; 및
상기 H2 및 CO가 제거된 가스로부터 LNG를 생산하는 제5 단계를 포함하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 메탄올 생산 방법이 제공된다.
상기 분리된 H2는 LNG-FPSO 또는 FLNG의 연료 전지로, 상기 분리된 CO는 소각로로 각각 공급하는 제6 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한 상기 제2 단계에서 사용되는 촉매는, 알루미노 실리케이트 및 금속을 포함하는 바이모달 세공구조의 촉매인 것을 특징으로 한다.
또한 상기 제5 단계는 하기 단계를 포함하여 이루어지는 것을 특징으로 한다:
(1) 상기 H2 및 CO가 제거된 가스로부터 산성가스를 제거하는 단계,
(2) 상기 산성가스가 제거된 가스로부터 물을 제거하는 탈수 단계,
(3) 상기 물이 제거된 가스로부터 수은을 제거하는 단계,
(4) 상기 수은이 제거된 가스를 액화시켜 LNG를 생산하는 단계, 및
(5) 상기 액화된 가스를 LNG 저장탱크에 저장하는 단계.
또한 상기 제5 단계는,
(6) 상기 LNG 저장탱크에서 발생한 BOG를 BOG 회수라인을 통해 LNG-FPSO 또는 FLNG의 연료 전지로 리사이클링하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 한다.
상술한 본 발명에 의하면, 수십 mol%의 CO2가 함유된 해상유전에서 LNG-FPSO 또는 FLNG 적용시 상기 벌크 제거 유닛 대신 메탄올 합성 반응기를 도입하여 CO2 역시 자원으로 활용함으로써 이산화탄소 배출량을 현저하게 저감시키면서도, 경제성을 확보할 수 있는 효과가 있다. 상대적으로 LNG의 생성량이 줄어들 것으로 예상되지만, 메탄올도 에너지 및 화학공정의 중요 원료로 사용될 수 있어서 오히려 경제적 효과를 높일 수 있을 것으로 기대되고, 상온에서 액체 상태로 존재하는 메탄올의 특성상 LNG보다 그 제어 및 관리가 용이한 장점이 있다.
더욱이, 메탄올 반응기에서 메탄올로 전환되는 반응에서 발생하는 부산물인 H2는 LNG-FPSO 또는 FLNG의 동력 발생기에 연료를 공급하는 연료시스템으로 공급되어 연료로 사용될 수 있어 유틸리티 측면에서도 유리한 효과가 있다.
도 1은 종래 기술에 따른 FLNG의 산성가스 제거 시스템을 공정흐름에 따라 개략적으로 도시한 것이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 산성가스 처리를 위한 FLNG의 메탄올 생산 시스템을 개략적으로 도시한 것이다.
도 3은 바이모달 세공구조의 촉매를 활용한 메탄올 전환반응을 나타낸다.
이하, 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대한 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
본 실시예는 종래 CO2 농도가 3~10 mol%인 일반적인 해상유전 개발시 산성가스 제거 유닛(AGRU)만 설치하여 CO2의 수준을 50 ppm 이하로 낮출 수 있었고, 다소 높은 20 % mol 내외의 산성가스를 포함하는 해상유전의 경우에는 벌크 제거 유닛을 AGRU 전에 설치하여 CO2의 수준을 조절하였으나, 수십 mol %의 해상유전 개발시 CO2의 배출량관련 각종 환경 규제와 LNG 생산량 때문에 해상유전의 개발이 보류되고 있어, 수십 mol%의 CO2가 함유된 해상유전에서 LNG-FPSO 또는 FLNG 적용시 상기 벌크 제거 유닛 대신 메탄올 합성 반응기를 도입하여 CO2 역시 자원으로 활용하는 메탄올 생산 시스템을 제안한다.
상기 시스템에 의하면, 채굴된 천연가스에 포함된 CH4를 CO2와 반응함으로써 메탄올로 전환되고, 상기 메탄올 전환 반응은 촉매에 의하여 높은 수준의 전환율을 달성할 수 있게 된다. 이에 따라 CO2 제거를 위한 벌크 제거 유닛을 구비하지 않고도 메탄올 전환 반응에 의하여 CO2의 수준을 수십 mol%에서 수 mol% 이하로 줄이게 되고, 종래의 아민 공정을 이용하여 CO2의 수준을 50ppm 이하로 현저하게 낮추게 된다.
도 2에 본 발명의 일 실시예에 다른 산성가스 처리를 위한 FLNG의 메탄올 생산 시스템을 개략적으로 도시하였다.
구체적으로 본 발명은 일 양태로서, 해상유전의 천연가스에 포함된 이산화탄소도 메탄올 전환에 이용하는 메탄올 생산시스템으로서, LNG-FPSO 또는 FLNG의 탑사이드에 설치되고, 해상 유전에서 채굴된 천연가스를 공급받아 3상으로 분리하는 주입 분리기; 상기 주입 분리기에서 분리된 가스를 공급받아, 상기 가스에 포함된 메탄과 이산화탄소를 촉매반응에 의하여 메탄올로 합성하는 메탄올 반응기; 상기 반응기로부터 상기 합성된 메탄올을 공급받아 저장하는 메탄올 저장탱크; 및 상기 반응기의 후단에 설치되어, 상기 반응기로부터 상기 반응이 완료된 가스를 공급받아, 상기 가스에 포함된 H2와 CO를 제거하는 멤브레인을 포함하고, 상기 H2와 CO를 제거한 가스는 LNG 생산 시스템으로 공급되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 상기 LNG-FPSO 또는 FLNG의 탑사이드에는 주입분리기가 설치되어 해상 유전에서 채굴된 천연가스를 공급받아 물, 컨덴세이트 및 가스의 3상으로 분리한다. 주입분리기에서 분리된 물에는 MEG가 포함될 수 있다.
상기 분리된 컨덴세이트는 컨덴세이트 안정화기에 공급되어 C3+ 이상의 탄화수소로 안정화되고, 이는 다시 컨덴세이트 저장 탱크로 공급되어 저장된다.
또한 상기 분리된 가스는 메탄올 반응기로 공급되어 촉매반응에 의하여 메탄올로 전환된다. 상기 메탄올 반응기는 기존의 벌크 제거 유닛을 대신하여 도입된 것으로, 통상적으로 AGRU 전단에 위치하는 주입 설비(주입 분리기)의 온도와 압력은 각각 30℃와 60 bar이기 때문에 메탄올 반응기로 대신하여도 열교환기로 온도를 높임으로써 반응을 시킬 수 있고, 압력은 오히려 낮추도록 익스팬더를 사용하게 되어 파워가 생성되므로 이를 유틸리티에 활용할 수 있는 장점이 있게 된다. 따라서 벌 제거 유닛을 메탄올 반응기로 대신하여도 유틸리티 측면에서도 유리하게 된다.
또한 상기 메탄올 반응기에서의 메탄올 전환 반응은, 상기 주입분리기에서 분리되어 공급된 가스에 포함된 메탄과 이산화탄소를 반응시켜 메탄올로 전환하게 되는데, 상기 촉매를 활용함으로써 촉매반응에 의하여 메탄올을 합성한다. 이 때, 상기 촉매는 알루미노 실리케이트 및 금속을 포함하는 바이모달 세공구조의 촉매인 것으로서, 상기 금속은 백금, 아연, 팔라듐, 은, 이리듐, 구리, 로듐, 니켈, 루테늄, 코발트, 금, 몰리브덴 및 이들의 산화물로 이루어진 군으로부터 선택된 어느 하나 또는 둘 이상의 합금일 수 있다.
보다 바람직하게는 상기 촉매는 Cu/ZnO 계열의 바이모달 세공 구조의 촉매를 사용할 수 있다. 상기 Cu/ZnO 계열 촉매는 상대적으로 저온 저압(169℃, 30 bar)에서 메탄올을 합성하게 되고 반응 부산물인 CO의 전환율은 100%에 접근할 수 있게 된다. 구체적으로 도 3은 바이모달 세공구조의 촉매를 활용한 메탄올 전환반응을 나타낸 것으로, 다음과 같은 반응 메커니즘에 의하여 메탄올이 합성된다.
CO2 + CH4 > 2CO + 2H2
CO2 + 3H2 > CH3OH + H2O
CO + H2O > CO2 + H2
즉, 이러한 3단계 반응이 순차적으로 일어나게 되면서 반응 부산물인 CO는 거의 100% 전환되고, 반응 부산물인 H2, CO가 최소화되고, 메탄과 이산화탄소는 메탄올과 물로 전환되게 된다. 따라서 전체 메탄올 합성 반응식은 다음과 같이 나타낼 수 있고, 이러한 메탄올 전환 반응에 따라 천연가스에 포함된 이산화탄소의 농도는 수십 mol%에서 수 mol%로 획기적으로 감소하게 된다.
CO2 + CH4 > CH3OH + H2O
상기 합성된 메탄올은 메탄올 저장탱크에 공급되어 저장된다.
상기 메탄올 반응기의 후단에는 멤브레인이 설치된다. 상기 멤브레인에서는 상기 반응기에서 반응 완료후 잔여 가스를 공급받아 상기 가스에 포함된 반응 분산물인 H2와 CO를 제거하게 된다. 이 때 상기 제거된 CO는 소각로로 공급되어 제거되고, 상기 제거된 H2는LNG-FPSO 또는 LNG-FPSO 또는 FLNG에 마련되는 연료전지로 공급되어 연료로 사용된다. 상기 연료전지는 고분자 전해질 연료전지, 고체산화물형 연료전지 또는 용융탄산염형 연료전지일 수 있다.
또한 상기 H2와 CO를 제거한 가스는 다시 LNG 생산 시스템으로 공급되어 LNG저장 탱크로 저장되는데, 상기 LNG 생산 시스템은 상기 H2와 CO를 제거한 가스를 공급받아 잔여 산성가스를 제거하는 아민 공정 유닛, 상기 산성가스가 제거된 가스를 공급받아 수분을 제거하는 탈수 유닛, 상기 물이 제거된 가스를 공급받아 수은을 제거하는 수은 제거 유닛, 상기 수은이 제거된 가스를 액화시키는 액화 유닛 및 상기 액화된 가스를 공급받아 저장하는 LNG 저장탱크를 포함함으로써, 상기 H2와 CO를 제거한 가스로부터 LNG를 생산하게 된다. 특히, 상기 아민 공정 유닛에서는 이산화탄소의 농도가 수 mol%로 감소된 가스를 공급받아 아민 공정에 의하여 이산화탄소 등 산성가스를 제거하여 이산화탄소의 농도를 50 ppm 이하 수준으로 낮추게 되고, 탈수 유닛, 수은 제거 유닛을 통과하여 제품화규격에 맞춘 다음 액화유닛을 통해 액화함으로써 제품화된 LNG를 생산하고, 이를 LNG 저장탱크에 공급하여 저장하게 된다.
또한 상기 LNG 저장탱크에서 발생한 BOG는 BOG 회수라인을 통해서 LNG-FPSO 또는 FLNG의 연료 전지로 공급되어 리사이클된다.
BOG란, 상기 LNG 생산 시스템에서 생산된 극저온의 액화가스를 저장하는 LNG 저장탱크에서 외부로부터 저장탱크 내부로 전달되는 열에너지 또는 LNG 저장탱크가 마련된 선박, LNG-FPSO와 같은 해양구조물의 움직임(motion) 등에 의해 LNG와 같은 액화가스가 자연 기화된 Boil Off Gas 내지는, 액화가스를 LNG 저장탱크로 저장하거나 LNG 저장탱크 내부에 저장되어 있는 액화가스를 외부로 공급시킬 때 펌프에 의해 또는 배관 등을 통과하면서 발생하는 압력변동에 의해 기화된 Flash Gas 등을 의미한다.
이와 같이 본 발명의 LNG-FPSO 또는 FLNG의 메탄올 생산 시스템에 의하면, 해상 유전에서 해상유전의 천연가스에 다량으로 포함된 이산화탄소를 이용하여 메탄올로 전환함으로써, LNG-FPSO 또는 FLNG에서 LNG 생산과 동시에 메탄올을 생산하게 된다.
상술한 본 발명의 메탄올 생산 시스템을 구비한 LNG-FPSO 또는 FLNG에서의 메탄올 전환 방법을 설명하면, 해상 유전에서 채굴된 천연가스를 3상으로 분리하는 제1 단계; 상기 분리된 가스에 포함된 메탄과 이산화탄소를 촉매반응에 의하여 메탄올로 합성하는 제2 단계; 상기 제2 단계에서 합성된 메탄올을 저장하는 제3 단계; 상기 제2 단계에서 반응이 완료된 가스를, 멤브레인을 이용하여 상기 가스 내 포함된 H2 및 CO를 분리하여 제거하는 제4 단계; 및 상기 H2 및 CO가 제거된 가스로부터 LNG를 생산하는 제5 단계를 포함하여, 해상유전의 천연가스에 포함된 이산화탄소를 메탄올 전환에 이용하게 된다.
이때, 상기 분리된 H2는 LNG-FPSO 또는 FLNG의 연료 전지로, 상기 분리된 CO는 소각로로 각각 공급하는 제6 단계를 더 포함할 수 있다.
또한 상기 제5 단계는, (1) 상기 H2 및 CO가 제거된 가스로부터 산성가스를 제거하는 단계, (2) 상기 산성가스가 제거된 가스로부터 물을 제거하는 탈수 단계, (3) 상기 물이 제거된 가스로부터 수은을 제거하는 단계, (4) 상기 수은이 제거된 가스를 액화시켜 LNG를 생산하는 단계, 및 (5) 상기 액화된 가스를 LNG 저장탱크에 저장하는 단계를 수행함으로써 상기 H2 및 CO가 제거된 가스로부터 제품화된 LNG를 생산하여 LNG 저장탱크로 저장되도록 한다. 이 때, (6) 상기 LNG 저장탱크에서 발생한 BOG를 BOG 회수라인을 통해 LNG-FPSO 또는 FLNG의 연료 전지로 리사이클링하는 단계를 통해 LNG 저장탱크에서 발생한 BOG를 처리하도록 할 수 있다.
이상에서 살펴본 바와 같이, 본 발명에 따르면 다량의 산성가스가 포함된 해상유전의 개발시 포집된 이산화탄소의 처리에 있어서, 벌크 제거 유닛 등을 구비하지 않고도 CO2를 메탄올에 전환에 활용함으로써, 이산화탄소 발생을 획기적으로 저감하는 방안이 제시된다. 즉, 채굴된 천연가스에 포함된 메탄과 이산화탄소를 반응시킴으로써 메탄올로 전환되고, 상기 메탄올 전환 반응은 촉매에 의하여 높은 수준의 전환율을 달성할 수 있게 된다. 이에 따라 이산화탄소 제거를 위한 벌크 제거 유닛을 구비하지 않고도 메탄올 전환 반응에 의하여 이산화탄소 수준을 수십 mol%에서 수 mol% 이하로 줄이게 되고, 종래의 아민 공정을 이용하여 이산화탄소의 수준을 50ppm 이하로 현저하게 낮추게 되며, LNG-FPSO 또는 FLNG에서 LNG 생산과 동시에 메탄올을 생산하여 플랜트의 경제성을 높일 수 있게 된다.
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.
1 : 주입 분리기 2 : 메탄올 반응기
3 : 메탄올 저장탱크 4 : 멤브레인
5 : 아민 공정 유닛 6 : 탈수 유닛
7 : 수은 제거 유닛 8 : 액화 유닛
9 : LNG 저장 탱크 10 : 컨덴세이트 안정화기
11 : 컨덴세이트 저장 탱크 12: BOG 회수 라인
13 : 연료 시스템

Claims (13)

  1. LNG-FPSO 또는 FLNG의 탑사이드에 설치되고, 해상 유전에서 채굴된 천연가스를 공급받아 3상으로 분리하는 주입 분리기;
    상기 주입 분리기에서 3상으로 분리된 천연가스 중 가스를 공급받아, 상기 가스 중의 이산화탄소와 메탄을 촉매반응에 의해 메탄올로 합성시킴으로써 이산화탄소를 1차 제거하는 메탄올 반응기;
    상기 반응기로부터 상기 합성된 메탄올을 공급받아 저장하는 메탄올 저장탱크; 및
    상기 반응기의 후단에 설치되어, 상기 반응기로부터 상기 반응이 완료된 가스를 공급받아, 상기 가스에 포함된 H2와 CO를 제거하는 멤브레인을 포함하고,
    상기 이산화탄소를 1차 제거하고, H2와 CO를 제거한 가스를 LNG 생산 시스템으로 공급하여 상기 가스 내에 포함된 이산화탄소를 2차 제거한 후, 액화시켜 LNG를 생산하는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  2. 제 1 항에 있어서,
    상기 주입분리기에서 분리된 컨덴세이트를 안정화시키는 컨덴세이트 안정화기; 및
    상기 안정화된 컨덴세이트를 저장하는 컨덴세이트 저장 탱크를 더 포함하는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  3. 제 1 항에 있어서,
    상기 멤브레인에서 분리된 H2는, LNG-FPSO 또는 FLNG에 마련되는 연료 전지에 연료로 공급되고, 상기 분리된 CO는 소각로로 공급되어 제거되는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  4. 제 3 항에 있어서,
    상기 연료전지는 고분자 전해질 연료전지, 고체산화물형 연료전지 또는 용융탄산염형 연료전지를 포함하는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  5. 제 1 항에 있어서,
    상기 메탄올 반응기에서 상기 촉매는,
    알루미노 실리케이트 및 금속을 포함하는 바이모달 세공구조의 촉매인 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  6. 제 5 항에 있어서,
    상기 촉매는 백금, 아연, 팔라듐, 은, 이리듐, 구리, 로듐, 니켈, 루테늄, 코발트, 금, 몰리브덴 및 이들의 산화물로 이루어진 군으로부터 선택된 어느 하나 또는 둘 이상의 합금인 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  7. 제 3 항에 있어서, 상기 LNG 생산시스템은
    상기 H2와 CO를 제거한 가스를 공급받아 잔여 산성가스를 제거하는 아민 공정 유닛;
    상기 산성가스가 제거된 가스를 공급받아 수분을 제거하는 탈수 유닛;
    상기 물이 제거된 가스를 공급받아 수은을 제거하는 수은 제거 유닛;
    상기 수은이 제거된 가스를 액화시키는 액화 유닛; 및
    상기 액화된 가스를 공급받아 저장하는 LNG 저장탱크를 포함하여,
    상기 H2와 CO를 제거한 가스로부터 LNG를 생산하는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  8. 제 7 항에 있어서,
    상기 LNG 저장탱크에서 발생된 BOG는 BOG 회수라인을 통해 상기 연료 전지로 공급되는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 시스템.
  9. 천연가스의 이산화탄소 제거 방법에 있어서,
    해상 유전에서 채굴된 천연가스를 3상으로 분리하는 제1 단계;
    상기 3상으로 분리된 천연가스 중 가스를 메탄올 반응기로 공급하여, 가스 중의 이산화탄소와 메탄을 촉매반응에 의해 메탄올로 합성시킴으로써 이산화탄소를 1차 제거하는 제2 단계;
    상기 제2 단계에서 합성된 메탄올을 저장하는 제3 단계;
    상기 제2 단계에서 이산화탄소가 1차 제거된 가스를, 멤브레인을 이용하여 상기 가스 내 포함된 H2 및 CO를 분리하여 제거하는 제4 단계; 및
    상기 이산화탄소가 1차 제거되고, H2 및 CO가 제거된 가스 내에 포함된 이산화탄소를 2차 제거하는 것을 포함하여 LNG를 생산하는 제5 단계를 포함하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 방법.
  10. 제 9 항에 있어서,
    상기 분리된 H2는 LNG-FPSO 또는 FLNG의 연료 전지로, 상기 분리된 CO는 소각로로 각각 공급하는 제6 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 방법.
  11. 제 9 항에 있어서,
    상기 제2 단계에서 사용되는 촉매는, 알루미노 실리케이트 및 금속을 포함하는 바이모달 세공구조의 촉매인 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 방법.
  12. 제 9 항에 있어서,
    상기 제5 단계는 하기 단계를 포함하여 이루어지는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 방법:
    (1) 상기 H2 및 CO가 제거된 가스로부터 산성가스를 제거하는 단계,
    (2) 상기 산성가스가 제거된 가스로부터 물을 제거하는 탈수 단계,
    (3) 상기 물이 제거된 가스로부터 수은을 제거하는 단계,
    (4) 상기 수은이 제거된 가스를 액화시켜 LNG를 생산하는 단계, 및
    (5) 상기 액화된 가스를 LNG 저장탱크에 저장하는 단계.
  13. 제 12 항에 있어서,
    상기 제5 단계는,
    (6) 상기 LNG 저장탱크에서 발생한 BOG를 BOG 회수라인을 통해 LNG-FPSO 또는 FLNG의 연료 전지로 리사이클링하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는, LNG-FPSO 또는 FLNG의 천연가스의 이산화탄소 제거 방법.
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