WO2015012623A1 - Fpso의 gtl 생산 공정 및 시스템 - Google Patents

Fpso의 gtl 생산 공정 및 시스템 Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to a GTL production process and system for FPSO, comprising the steps of reforming a pretreated natural gas, a synthesis step of producing liquid hydrocarbons from the synthesis gas produced in the reforming step, and a hydrofinishing of liquid hydrocarbons.
  • Production processes and systems that produce GTL through grading, as well as GTL production processes and systems on FPSO that can eliminate additional air separation units (ASUs) to free up deck space and reduce costs. It is about.
  • ASUs air separation units
  • Representative hydrocarbon materials that can meet such demands include rich reserves of coal and natural gas, and eco-friendly alternative hydrocarbon sources such as biomass or waste in terms of CO 2 reduction for global warming. From these alternative hydrocarbon sources, transport oils such as gasoline and diesel, and chemicals such as alcohols, waxes, lube base oils and olefins can be produced by indirect liquefaction of coal (CTL, Coal-to-Liquid) and natural gas. Synthetic oil production (GTL) and biomass-to-Liquid processes are well known.
  • Gas To Liquid refers to a technology and a product for processing natural gas to produce liquid synthetic oil.
  • GTL Gas To Liquid
  • Fischer-Tropsch synthesis a key process for GTL technology, began in 1923 when German chemists Fischer and Tropsch developed a technique for producing synthetic fuel from syngas from coal gasification.
  • the GTL process consists of three main stages: reforming of natural gas, synthesis of F-T of synthesis gas, and reforming of product.
  • the reforming reaction step of generating synthesis gas from natural gas is performed through the reforming reaction of methane, which is a main component of natural gas, and the reforming reaction method is typically a steam reforming method, a partial oxidation method, an autothermal oxidation method, and a steam carbon dioxide reforming method. (See Table 1)
  • the synthesis gas produced through the reforming reaction generates linear paraffinic hydrocarbons through FT synthesis reaction, where the FT reactor is a fixed bed ⁇ a circulating fluid bed ⁇ a fixed fluid bed ⁇ a slurry ( slurries).
  • the F-T synthesis reaction consists of four main reactions:
  • the high boiling wax product produced through the F-T synthesis reaction may be purified and used as a low boiling point fuel through upgrading.
  • the feedstock is a first feedstock stream and a second feedstock.
  • the first feedstock stream is fed to a continuously heated gas heated reformer (GHR) and steam methane reformer (SMR) mixed with steam and the second feedstock stream is mixed with reformed gas from the SMR
  • GHR continuously heated gas heated reformer
  • SMR steam methane reformer
  • POX non-catalytic partial oxidation reformer
  • GTL technology is expected to be the only economically clean fuel manufacturing technology available until hydrogen fuel is commercialized under environmental regulations for transportation fuels.
  • GTL technology is a field where leading companies preoccupy the market and its own barriers are high, and its own technology development is required. Therefore, research and development on domestic GTL technology is progressing.
  • Offshore plants should be designed with limited space utilization, stability against movement by tidal currents, plant weight and center of gravity, and take into account that the necessary raw materials or equipment parts may not be readily available. Therefore, the design should be as small as possible to simplify the process and make the plant compact.
  • an air separation unit (ASU) requires a very large space, and the height of the chiller is very high. These equipments are not desirable for FPSO. In addition, the pure oxygen they produce has a large fire and explosion risk in limited space.
  • the FPSO concept avoids the need for ASU by producing syngas using air instead of pure oxygen.
  • This approach can substantially increase the size of the device, increase the footprint and increase the cost of installation.
  • Figure 1 schematically shows the flow of the F-T synthesis reaction and the upgrade process of the synthesis gas modified in the conventional GTL production process.
  • a reformed syngas is introduced into an F-T synthesis reactor (FT) to synthesize FT Liquid.
  • the product of the F-T synthesis reactor is upgraded via hydrocracking (HCK) and hydrotreating (HDT) via a separator.
  • H 2 and CO are separated in the separator and reintroduced into the FT synthesis reactor (FT).
  • FT FT synthesis reactor
  • Hydrocracking (HCK) is a process of converting heavy n-paraffins from wax into hard n-paraffins or iso-paraffins
  • hydrotreating (HDT) is a process of hydrogenating and isomerizing linear paraffins and olefins.
  • the present invention proposes a GTL process and apparatus suitable for an offshore plant, which can solve the above problems.
  • a GTL production process of FPSO includes an upgraded step of separating the liquid hydrocarbons into gas, naphtha and synthetic crude oil and supplying hydrogen to hydrofinishing.
  • the condensate produced in the hydrofinishing step is separated and mixed in the synthetic crude oil separated in the separating step,
  • gum formation and polymerization of olefins contained in at least one of the naphtha and synthetic crude oil may be prevented during storage and transportation.
  • the gas having 1 to 4 carbon atoms separated in the separation step may be supplied as a fuel of the FPSO.
  • the hydrofinishing step may be carried out under relatively low temperature and pressure conditions, such as a temperature of 250 to 290 °C, a pressure of 15 to 30 bar.
  • the reforming step consists of a steam CO 2 reformer (SCR) for supplying water vapor and carbon dioxide to the natural gas and reacting under a catalyst
  • the Fischer-Tropsch reactor of the synthesis step is a slurry phase reactor (Slurry Phase Reactor, SPR).
  • the steam carbon dioxide reformer may be a compact reformer.
  • carbon dioxide may participate in the synthesis reaction of the synthesis gas by the reverse reaction of the water gas shift reaction.
  • the unreacted syngas in the slurry phase reactor can be recovered and reintroduced into the synthesis step.
  • the steam generated in the synthesis step and the reforming step may be supplied to the steam turbine generator provided in the FPSO to generate power.
  • H 2 O is separated in multiple stages from the syngas produced after reforming, and hydrogen is separated to meet the requirements of the Fischer-Tropsch reactor, but to the Fischer-Tropsch reactor.
  • H 2 may be recovered such that the ratio SN of H 2 / CO supplied satisfies 1 to 2.5.
  • At least some of the hydrogen recovered in the conditioning step may be supplied as fuel in the reforming step.
  • the reforming step may be composed of a steam methane reformer (SMR) for reacting the natural gas with hydrogen supplied in the conditioning step.
  • SMR steam methane reformer
  • a reformer that receives the natural gas from the pretreatment unit and generates a synthesis gas including hydrogen and carbon monoxide;
  • a Fischer-Tropsch reactor receiving the syngas from the reformer to produce liquid hydrocarbons
  • a GTL production system of FPSO includes an upgrading unit that receives hydrogen and the liquid hydrocarbon from the Fischer-Tropsch reactor and hydrofinishes to produce naphtha and synthetic crude.
  • a conditioning unit for conditioning the syngas generated in the reformer prior to introduction into the Fischer-Tropsch reactor, wherein the hydrogen generated in the conditioning unit may be supplied to the upgrading unit.
  • the reformer is a steam carbon dioxide reformer (SCR) that receives the natural gas to supply steam and carbon dioxide and reacts under a catalyst to generate a synthesis gas including hydrogen and carbon monoxide
  • the Fischer-Tropsch reactor is a slurry Phase reactor (SPR).
  • the upgrading unit supplies hydrogen to the liquid hydrocarbon to hydrofinish to saturate the olefins contained in at least one of the naphtha and synthetic crude oil, thereby storing and transporting at least one of the naphtha and synthetic crude oil. Gum formation and polymerization of olefins can be prevented.
  • the compound having 1 to 4 carbon atoms generated in the Fischer-Tropsch reactor and the upgrading unit may be supplied as a fuel of the combined cycle power generation system of the FPSO.
  • the conditioning unit may include first to third separators separating H 2 O in multiple stages from the synthesis gas, and an extractor for recovering hydrogen from hydrogen and carbon monoxide separated from the third separator.
  • the reformer is a steam methane reforming (SMR) for reforming the pretreated natural gas, H 2 O and CO 2 to the combustion gas and hydrogen, CO and H 2 O by the hydrogen recovered from the extractor Can be.
  • SMR steam methane reforming
  • the extractor may be provided with a membrane that can control the passage of the hydrogen.
  • the hydrogen recovered by the membrane can be supplied to the reformer and the upgrading unit.
  • the ratio SN of H 2 / CO supplied from the conditioning unit to the Fischer-Tropsch reactor may be 1 to 2.5.
  • GTL production process and system of the FPSO of the present invention is a pre-treatment of natural gas produced in the offshore gas field, the reforming step of the pre-treated natural gas, the synthesis step of producing a liquid hydrocarbon from the synthesis gas generated in the reforming step, GTL is produced through an upgrade step of hydrofinishing hydrocarbons.
  • the present invention can provide a GTL production process and system that can be effectively deployed in a limited topside of the FPSO by optimizing the GTL production process for offshore plant environments and, in particular, by simplifying the upgrade process.
  • GTL produced by the GTL production process and system of the present invention can be tandem offloading by sharing the same unloading equipment is particularly suitable for implementing a compact offshore plant mounted on FPSO.
  • the present invention can secure the safety in FPSO by eliminating the need for pure oxygen, it is possible to obtain the effect that the deck space on the FPSO and installation cost can be saved by removing the oxygen supply device.
  • a higher H 2 production through the SMR reactor a synthesis gas of CO ratio H 2 suitable for the FT reactor: it is possible to produce a CO ratio, the H 2 separation from the syngas process of the FT product It can also be used as a fuel to increase the temperature of and reformers, which can reduce the operating cost of GTL FPSO.
  • Figure 1 schematically shows the flow of the F-T synthesis reaction and the upgrade process of the synthesis gas reformed in the conventional GTL production process.
  • FIG. 2 schematically shows the flow of the GTL production process according to the first embodiment of the present invention
  • FIG. 3 shows the detailed process flow.
  • FIG 4 shows separately the process flow of the upgrading step in the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 schematically illustrates an FPSO in which a plant to which a GTL production process according to the first embodiment of the present invention is applied is provided on the topside.
  • FIG. 6 is a block diagram of an FT GTL apparatus on FPSO using SMR according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is a configuration diagram illustrating a coupling relationship between main units of FIG. 6.
  • FIG. 8 is a flowchart illustrating a FT GTL method on FPSO using SMR according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 schematically shows the flow of the GTL production process according to the first embodiment of the present invention, the process of this embodiment is reformed by supplying oxygen, water and carbon dioxide to natural gas (synthesis) produced by the reforming The gas is put in a reactor to synthesize liquid hydrocarbons (Synthesis), and upgraded to produce GTL including naphtha and synthetic crude oil.
  • Synthesis natural gas
  • 3 shows a more detailed process flow of this embodiment.
  • the GTL production process is a process for producing GTL in Floating Production, Storage and Offloading (FPSO), 1) Pretreatment of natural gas (100), 2) reforming step (200) of supplying water vapor and carbon dioxide to the pretreated natural gas and reacting under a catalyst to produce a synthesis gas containing hydrogen and carbon monoxide, 3) fischer syngas -Synthesis step (300) for supplying and reacting to the reactor in the Tropsi to produce liquid hydrocarbon, 4) Upgrading step of separating the generated liquid hydrocarbon into gas, naphtha and synthetic crude oil and hydrofinishing by supplying hydrogen ( And 400).
  • FPSO Floating Production, Storage and Offloading
  • the pretreatment step may include stabilizing the natural gas produced in the offshore gas field (Gas Inlet Stabilization, 110), desulfurization (Sulfur Removal Saturator, 120), and pre-reformer. After the pretreatment, natural gas, which is composed of most of the methane, is supplied to the reforming step 200.
  • the reforming step 200 may be a steam CO 2 reformer (SCR), and the Fischer-Tropsch reactor of the synthesis step 300 may be a slurry phase reactor (SPR).
  • SCR steam CO 2 reformer
  • SPR slurry phase reactor
  • the steam carbon dioxide reformer of the present embodiment for example, a compact reformer of DPT may be applied.
  • the main reaction equation in the steam carbon dioxide reformer is CH 4 + H 2 O ⁇ 3H 2 + CO, CH 4 + CO 2 ⁇ 2CO + H 2 , through the reformer to produce a synthesis gas containing hydrogen and carbon monoxide.
  • the synthesis gas synthesis reaction (CH 4 + CO 2 ⁇ 2CO + H 2 ) in which carbon dioxide participates in a general steam carbon dioxide reformer is activated by a coking reaction, a by-product of coking reaction in the reforming reaction of carbon dioxide. This may lower the conversion rate.
  • the Compact Reformer is particularly suitable for offshore plants, since the ship motion effects are relatively small compared to other reformers, and the reactor structure in the form of a heat exchanger has a small size and the space required for installation is relatively small.
  • the syngas generated after the reforming in the steam carbon dioxide reformer through the reforming step 200 may be fed to the Fischer-Tropsch reactor of the synthesis step 300 after conditioning through the conditioning step 250.
  • Conditioning is a process of adjusting the composition of the syngas, at least a portion of the hydrogen generated during conditioning of the syngas may be supplied for hydrofinishing of the above-described upgrading step (400).
  • a slurry phase reactor (Slurry Phase Reactor) is applied to the Fischer-Tropsch reactor, for example, Sasol SPR (Slurry Phase Reactor) may be applied.
  • Slurry Phase Reactor (SPR) is suitable for offshore plants due to its small Ship Motion Effects, relatively low total footprint and device weight.
  • MTFB Multi-Tubular Fixed Bed reactor
  • the upgrading step 400 of the present embodiment 1) a separation step 410 for separating the liquid hydrocarbon produced in the synthesis step 300 into gas, naphtha and synthetic crude oil having 1 to 4 carbon atoms And 2) a hydrofinishing step 420 of saturating the olefin by supplying hydrogen to the separated naphtha, and the condensate produced in the hydrofinishing step 420 is separated, and thus, in the aforementioned separation step. It is mixed with the separated synthetic crude oil (430).
  • Synthetic crude oil (wax of FIG. 4) generated in the Fischer Tropsch reactor and separated in the separation step 410 and the condensate produced in the hydrofinishing step 420 are mixed 430 and shipped together as a synthetic crude (Syscrude) Transported.
  • the hydrofinishing step 420 of the present embodiment is carried out under relatively low temperature and pressure conditions, such as a temperature of 250 to 290 ° C., a pressure of 15 to 30 bar, through this hydrofinishing step, naphtha and synthesis during storage and transportation. Gum formation and polymerization of olefins contained in at least one of the crude oils is prevented.
  • the process 400 for upgrading the liquid hydrocarbon produced through the Fischer-Tropsch reactor can be designed in various processes depending on the type of end product to be produced. As in a land plant, it may be desirable for a land plant to be able to produce a variety of products in the case of full upgrading including hydrocracking and hydrotreating processes. Since the tank must be prepared and stored, the number of tanks increases, which increases installation space and cost, and makes it difficult to efficiently deploy the tank. The unloading of the product also complicates the piping layout as it must pass through different loading facilities depending on the type.
  • a simplified upgrading process for hydrogenating olefins contained in naphtha or synthetic crude oil through hydrofinishing step 420 to prevent gum formation and polymerization in the storage and transportation of olefins is performed. Upgrade afterwards.
  • the process is designed to produce only naphtha and synthetic crude oil as GTL products, and the liquid hydrocarbons are upgraded with hydrofinishing, which can operate at relatively low pressure and temperature conditions. Therefore, the process of the upgrade step 400 is simplified, and the amount of hydrogen required for the process is small, so the number of equipment is suitable, so it is suitable for application to a limited FPSO space.
  • the unreacted syngas from the slurry phase reactor of synthesis step 300 described above may be recovered and reintroduced to the slurry phase reactor front end of the synthesis step (see section Synthesis step 300 of FIG. 4).
  • the gas having 1 to 4 carbon atoms separated in the separation step 410 may be supplied as fuel of the FPSO, and the steam generated in the synthesis step 300 and the reforming step 200 may be a steam turbine provided in the FPSO. It can be supplied to a generator to generate electricity
  • the gas separated in the separation step 410 is composed mostly of light olefins, it is preferable to consume as fuel in the FPSO because it is a relatively small amount to store and transport, the steam of the synthesis step 300 and the reforming step 200 steam
  • the FPSO can generate electricity and increase energy efficiency.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating a process in which the GTL production process according to the present embodiment is applied and facilities 100, 200, 300, 400, and 500 for each process step are provided on the topside of the FPSO, and the flow of the process step is shown. It was.
  • the pre-treatment unit is a natural gas produced in the offshore gas field is pretreated including desulfurization treatment;
  • a steam carbon dioxide reformer (SCR) which receives natural gas from a pretreatment unit, supplies water vapor and carbon dioxide, and reacts under a catalyst to generate a synthesis gas including hydrogen and carbon monoxide;
  • a slurry phase reactor (SPR) receiving syngas from a steam carbon dioxide reformer to produce liquid hydrocarbons;
  • an upgrading unit for receiving the liquid hydrocarbons from the hydrogen and slurry phase reactors and hydrofinishing to produce naphtha and synthetic crude oil.
  • the system preferably further comprises a conditioning unit for conditioning the syngas produced in the steam carbon dioxide reformer prior to being introduced into the slurry phase reactor, wherein the hydrogen produced in the conditioning unit can be supplied to the upgrading unit.
  • the upgrading unit supplies hydrogen to the liquid hydrocarbon and hydrofinishes to saturate the olefins contained in at least one of naphtha and synthetic crude oil, so that the gums of olefins during storage and transportation of at least one of naphtha and synthetic crude oil ( gum formation and polymerization can be prevented.
  • the compound having 1 to 4 carbon atoms produced in the slurry phase reactor and the upgrading unit can be supplied as fuel in the combined cycle power generation system of FPSO.
  • the GTL production process and system of the FPSO of the first embodiment of the present invention pre-treat the natural gas produced in the offshore gas field, reforming the pretreated natural gas with a steam carbon dioxide reformer, the synthesis produced by the reforming step
  • the gas is synthesized in a slurry phase reactor, followed by an upgrade step of hydrofinishing the synthesized liquid hydrocarbon to produce GTL.
  • This embodiment provides a GTL production process and production system optimized for offshore plant environments.
  • the upgrading process of the synthesized liquid hydrocarbon is simplified by hydrofinishing, so that it is possible to effectively arrange the equipment in a limited topside of the FPSO without requiring complicated upgrades, and install and maintain the equipment. Maintenance is easy. It also does not require large amounts of hydrogen, such as in complex upgrades of existing land plants, eliminating the need for larger hydrogen plants and reducing the installation and operating costs of the upgrade process.
  • the GTL production process and system of the first embodiment produces only three GTLs of condensate produced during naphtha, synthetic crude oil and hydrofinishing, simplifying the type of tank for storing GTL and Piping can also be simplified.
  • the GTL produced by the first embodiment can share the same unloading equipment and can be tandem offloaded, thereby simplifying the unloading equipment. Therefore, the GTL produced in the first embodiment is particularly suitable for implementing a compact offshore plant mounted on the FPSO.
  • Hydrogen separated from the membrane can be used as fuel in the burner for the Methane-Steam Reformer (SMR).
  • SMR Methane-Steam Reformer
  • the present invention also includes defining the FT external circulation and emission ratios as SMR operating parameters while ensuring the hydrogen needed to improve the FT product.
  • Excess hydrogen (more than what is needed directly in the FT reactor) can also be supplied for the treatment of FT GTL products, thereby reducing the space and cost required for a separate hydrogen production system.
  • the FT reactor can be fed at an appropriate H 2 / CO ratio to the FT reactor, eliminating the need to install additional hydrogen production equipment, and the excess hydrogen is supplied to the FT product. It can be used for processing.
  • FIG. 6 is a block diagram of a GTL system on FPSO to which SMR is applied according to a second embodiment of the present invention.
  • the GTL system on the FPSO to which SMR is applied is a FT GTL system for producing a single synthetic crude oil in FPSO, and includes a gas injection stabilization unit 1010 receiving the produced gas.
  • Desulfurization unit 1020, natural gas saturation and pre-reforming unit 1030, small reforming unit 1040, conditioning unit 1050, FT synthesis unit 1060, residual A tail gas separation unit 1070 and an upgrading unit 1080 for production treatment are included.
  • the gas injection stabilization unit 1010 performs stabilization on the produced crude natural gas (RAW NG) to generate natural gas condensate (NG condensate) and water (H 2 O), and the natural gas condensate is desulfurization unit ( 1020).
  • the desulfurization unit 1020 removes sulfur contained in natural gas and supplies crude natural gas to the natural gas saturation and preliminary reforming unit 1030. A portion of the crude natural gas pretreated in the natural gas saturation and preliminary reforming unit 1030 is used as fuel gas, and the remaining natural gas is heated by steam and supplied to the reforming unit 1040 and discharged to the saturator.
  • the reforming unit 1040 reforms the natural gas supplied through steam in the natural gas saturation and preliminary reforming unit 1030 into a crude syngas. Gas not processed in the reforming unit 1040 is also supplied to the natural gas saturation and preliminary reforming unit 1030 as fuel gas.
  • the crude syngas treated in the reforming unit 1040 is generated as syngas (SYNGAS) in the conditioning unit 1050, and hydrogen (H 2 ) generated in this process is a fuel gas and the upgrading unit 1040 and the upgrading unit. Supplied to 1080.
  • the syngas condensate produced in the conditioning unit 1050 is supplied or discharged to the natural gas saturation and preliminary reforming unit 1030.
  • the syngas supplied from the conditioning unit 1050 is separated into a first mixture of FT naphtha and FT heavy oil and FT wax through the FT synthesis unit 1060 and supplied to the upgrading unit 80.
  • the residual gas separation unit 1070 separates the residual gas from the synthesis gas supplied from the FT synthesis unit 1060, and the residual gas is partially discharged or supplied to the natural gas saturation and preliminary reforming unit 1030 for recycling. .
  • the upgrading unit 1080 is a mixture of the first mixture supplied from the FT synthesis unit 1060 and FT wax to fuel gas (LPG and H 2 ) and synthetic crude (syncrude) products (FT naphtha, FT heavy oil, FT And store as wax.
  • LPG and H 2 fuel gas
  • synthetic crude (syncrude) products FT naphtha, FT heavy oil, FT And store as wax.
  • the reforming unit 1040 and the conditioning unit 1050 are supplied with boiler feed water (BFW) for forming steam.
  • BFW boiler feed water
  • FIG. 7 is a configuration diagram illustrating a coupling relationship between main units of FIG. 6.
  • the reforming unit 1040 is H 2 , CO, H to reform the crude syngas (RAW SYNGAS) by adding the H 2 generated in the conditioning unit 1050 to the natural gas produced, as shown in FIG. Produces 2 O of mixed gas and combustion gas. To this end, the reforming unit 1040 reforms CH 4 , H 2 O and CO 2 contained in natural gas into combustion gas and H 2 , CO and H 2 O by H 2 supplied to the conditioning unit 1050. A small reformer 1041.
  • the conditioning unit 1050 separates H 2 O in multiple stages from the mixed gas of H 2 , CO, and H 2 O supplied from the reforming unit 1040, and meets the requirements of the FT synthesis unit 1060. Separate H 2 and H 2 O. To this end, the conditioning unit 1050 is configured to separate H 2 from H 2 and CO separated from the first to third separators 1051 to 1053 and the third separator 1053 separating H 2 O in multiple stages from the mixed gas.
  • the extractor 54 recovers, and the ratio SN of the H 2 / CO supplied from the extractor 54 to the FT synthesis unit is maintained at 1 to 2.5.
  • the ratio SN of H 2 / CO is maintained at 2.0.
  • the mixed gas of H 2 , CO, and H 2 O supplied from the reforming unit 1040 passes through the first heat exchanger 1055 to the first separator.
  • 1051 is separated primarily H 2 O in the first non-separated in separator 1051, the gas mixture and a second heat exchanger 1056 to via the second separator 1052, 2nd H 2 O is released from the and, wherein the second separator is not separated from the 1052 mixed gas of the compressor 1057 and the separation is the third heat exchanger (1058) for through the third three drive H 2 O at separator 1053 discharged from a synthetic gas condensate do.
  • H 2 , CO which is not separated into H 2 O in the third separator 1053, is supplied to the extractor 1054 through the fourth heat exchanger 1059, and the amount of passage of H 2 is adjusted to the extractor 1054.
  • a membrane is provided. That is, by the membrane to recover H 2 ratio (SN) of the H 2 / CO to be supplied to the FT synthesis unit 1060 is maintained at 1 to 2.5. Meanwhile, H 2 recovered by the membrane is supplied to the reformer 1041 as fuel and supplied to the upgrading unit 1080 to process the FT wax supplied from the FT synthesis unit 1060.
  • the upgrading unit 1080 mixes FT wax supplied from the FT synthesis unit 1060 and H 2 supplied from the extractor 1054 of the conditioning unit 1050 to mix FT naphtha, FT heavy oil, and FT wax. To produce a crude crude oil mixture.
  • H 2 recovered from the extractor 1054 is subjected to hydrocracking reaction or mild hydroisomerization reaction to the FT wax via the second compressor 1081 and the fifth heat exchanger 1082. Is fed to the reactor 1083 to produce a mixture.
  • FIG. 8 is a flowchart illustrating a GTL production method using SMR according to the second embodiment of the present invention.
  • the FT GTL method on FPSO using SMR is a method for supplying hydrogen required by a process in SFT in FT GTL FPSO on FPSO.
  • the stabilization process the sulfur contained in the crude natural gas in the desulfurization unit 1020 is removed, and natural gas is generated through the natural gas saturation and preliminary reforming unit 1030 (S10).
  • the reforming unit 1040 generates a mixed gas of H 2 , CO, H 2 O from natural gas (S20).
  • the conditioning unit (1050) separates the H 2 O in multiple stages in a mixed gas generated in the step S20, and recovering the H 2 to remove the H 2 to meet the requirements of the FT synthesis unit 1060 ( S30).
  • the H 2 recovered in the step S30 is supplied to the reforming unit 1040 and the upgrading unit 1080 (S40).
  • the recovery of H 2 is performed in step S30 such that the ratio SN of H 2 / CO supplied to the FT synthesis unit by the membrane provided in the extractor 1054 satisfies 1 to 2.5.
  • H 2 supplied to the reforming unit 1040 is used as fuel.
  • the FT wax supplied from the FT synthesis unit 1060 and H 2 supplied from the conditioning unit 1050 are mixed to generate a synthetic crude oil mixture (S50).
  • the step S50 is carried out by a reactor 1083 which performs a wax hydrocracking reaction or a mild hydroisomerization reaction.

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Abstract

FPSO의 GTL 생산 공정 및 시스템이 개시된다. 본 발명의 FPSO의 GTL 생산 공정은, FPSO에서 GTL(Gas To Liquid)을 생산하기 위한 공정에 있어서, 1) 해상의 가스전에서 생산된 천연가스를 전처리하는 단계; 2) 전처리된 상기 천연가스를 촉매하에서 반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 개질 단계; 3) 상기 합성가스를 피셔-트롭시 반응기에 공급하고 반응시켜 액상 탄화수소를 생성하는 합성 단계; 및 4) 상기 액상 탄화수소를 가스, 나프타 및 합성원유로 분리하고 수소를 공급하여 하이드로피니싱(hydrofinishing)하는 업그레이딩 단계를 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

[규칙 제26조에 의한 보정 07.08.2014]　FPSO의 GTL 생산 공정 및 시스템
본 발명은 FPSO의 GTL 생산 공정 및 시스템에 관한 것으로, 전처리된 천연가스의 개질 단계와, 개질 단계로 생성된 합성가스로 액상 탄화수소를 생성하는 합성 단계와, 액상 탄화수소를 하이드로피니싱(hydrofinishing)하는 업그레이딩 단계를 거쳐 GTL을 생산하는 생산 공정 및 시스템과, 공기분리장치(ASU: Air Separation Units)를 제거하여 데크 공간을 추가 확보하고 이에 소요되는 비용을 절감할 수 있는 FPSO 상의 GTL 생산 공정 및 시스템에 관한 것이다.
최근 석유 자원의 고갈에 따라 수송유, 연료유, 석유화학 제품을 생산할 수 있는 대체 자원의 활용이 요구되고 있다. 이러한 요구에 부합할 수 있는 대표적인 탄화수소 물질로는 그 매장량이 풍부한 석탄과 천연 가스가 있으며, 지구 온난화방지를 위한 CO2 저감이란 측면에서 바이오매스(Biomass)나 폐기물 등 친환경적인 대체 탄화수소원이 있다. 이러한 대체 탄화 수소원으로부터, 가솔린이나 디젤과 같은 수송유와, 알콜, 왁스, 윤활기유, 올레핀 등의 화학제품을 생산할 수 있는 방법은 석탄의 간접 액화(CTL, Coal-to-Liquid), 천연가스로부터 합성 유분 생산(GTL), 바이오매스의 간접 액화(Biomass-to-Liquid) 공정이 잘 알려져 있다.
GTL(Gas To Liquid)이란, 천연가스를 가공하여 액체상태의 합성석유를 생산하는 기술 및 그 생성물을 의미한다. 지속적인 고유가 현상과 친환경 에너지에 대한 요구에 따라, 천연가스로부터 수송용 연료인 디젤 등의 액체연료를 만드는 GTL에 대한 관심이 높아지고 있다. GTL은 천연가스를 탈황하는 공정을 거쳐 생산되므로, 대기오염물질인 황 성분을 거의 포함하지 않기 때문에 청정연료로 분류될 수 있기 때문이다.
GTL 기술의 핵심 공정인 피셔-트롭시(Fischer-Tropsch) 합성법은 1923년 독일의 화학자인 Fischer와 Tropsch가 석탄 가스화에 의한 합성가스로부터 합성연료를 제조하는 기술을 개발하면서 시작되었다.
GTL 공정은 천연가스의 개질 반응, 합성가스의 F-T 합성반응 및 생성물의 개질 반응이라는 주요 3 단계의 공정으로 구성된다.
우선 천연가스로부터 합성 가스를 생성하는 개질 반응 단계는 천연가스의 주성분인 메탄의 개질 반응을 통하여 이루어지는데, 개질 반응법은 크게 수증기 개질법, 부분산화법, 자열산화법 및 수증기 이산화탄소 개질법 등이 대표적이다. (표 1 참조)
표 1
Figure PCTKR2014006771-appb-T000001
개질 반응을 통해 생성된 합성 가스는, F-T 합성반응을 거쳐 선형 파라핀계 탄화수소를 생성하는데, F-T 반응기는 고정층(fixed bed)→순환 유동층(circulating fluid bed)→고정 유동층(fixed fluid bed)→슬러리(slurry) 순서로 발전하고 있다. F-T 합성반응은 다음과 같은 4개의 주요 반응으로 이루어진다.
① FT synthesis (chain growth)
CO + 2H2 → -CH2 + H2O ΔH(227℃) = -165 kJ/mol
② Methanation
CO + 3H2 → CH4 + H2O ΔH(227℃) = -215 kJ/mol
③ Water gas shift
CO + H2O ↔ CO2 + H2 ΔH(227℃) = -40 kJ/mol
④ Boudouard reaction
2CO ↔ C + CO2 ΔH(227℃) = -134 kJ/mol
F-T 합성반응을 통해 생성된 고비점의 왁스 생성물은 개질 반응(upgrading)을 거쳐 저비점의 연료로 정제되어 사용될 수 있다.
대한민국 공개특허공보 제2012-0054632호에 기재된 이러한 기술의 일 예에서는, 탈황 가스성 탄화수소 공급원료로부터 합성가스 혼합물을 제조하는 복합 개질 방법으로, 상기 공급원료가 제1 공급원료 스트림 및 제2 공급원료 스트림으로 나뉘고, 상기 제1 공급원료 스트림은 스팀과 혼합되어 연속 작동되는 가스 가열식 개질기(GHR) 및 스팀 메탄 개질기(SMR)로 공급되고, 상기 제2 공급원료 스트림은 SMR로부터 나오는 개질된 가스와 혼합되고 산소와 함께 비-촉매식 부분 산화 개질기(POX)로 공급되는 복합 개질 방법에 대해 개시되어 있다.
이와 같은, GTL 기술은 수송용 연료에 대한 환경 규제에 따라 수소 연료의 상용화 이전까지는 경제성 있는 유일한 청정연료 제조기술이 될 것으로 기대된다. 그러나, GTL 기술은 선발업체들이 시장을 선점하고 있으며, 진입 장벽이 높아 자체 기술개발이 필요한 분야이고, 이에 따라 국산 GTL 기술에 대한 연구 개발이 진행되고 있다.
최근 해양 가스전의 개발이 활발히 진행되고 있어, 해양의 가스전에서 생산된 천연가스에 GTL 기술을 적용하는 해양 플랜트가 경쟁력 있는 기술이 될 것으로 기대된다.
그러나, 육상의 GTL 플랜트 기술은, 해양 환경으로 인한 다양한 변수들로 인해 그대로 해양 플랜트화하기는 어렵다.
해양 플랜트는 한정된 공간 활용, 조류 등에 의한 움직임에 대한 안정성, 플랜트의 무게와 무게 중심을 고려하여 설계되어야 하고, 필요한 원료나 장비 부품을 즉시 공급받지 못할 수 있다는 점이 고려되어야 한다. 따라서, 가능한 만큼 공정의 수를 줄일 수 있도록 설계하여, 공정을 단순화하고 플랜트를 컴팩트하게 하여야 한다.
예를 들어, 공기 분리 장치(ASU)는 매우 큰 공간이 필요하고, 냉각장치의 높이는 매우 높다. 이들 장비는 FPSO에 바람직하지 않다. 또한, 그들이 생산하는 순수한 산소는 제한된 공간에서 큰 화재 및 폭발 위험을 가진다.
따라서 종래의 기술에서 FPSO 개념은 순수한 산소를 사용하는 대신, 공기를 사용하여 합성가스를 제조함으로써, ASU의 필요성을 회피한다. 이러한 접근은 실질적으로 장치의 크기가 증가하면서, 설치 면적이 증가하고, 설치투자 비용이 증가할 수 있다. 또한, 미반응 가스 재순환이 없고, 단일 패스로 이루어진 F-T 반응기가 요구된다.
한편, 도 1에는 종래의 GTL 생산 공정에서 개질된 합성가스의 F-T 합성 반응과 업그레이딩 공정의 흐름을 개략적으로 도시하였다.
도 1에 도시된 것과 같이, 개질된 합성가스(Syngas)가 F-T 합성 반응기(FT)로 도입되어 FT Liquid가 합성된다. F-T 합성 반응기의 생성물은 세퍼레이터를 거쳐 하이드로크래킹(HCK) 및 하이드로트리팅(HDT)을 통해 업그레이드된다.
공정 중, 미전환된 H2와 CO는 세퍼레이터에서 분리되어 F-T 합성 반응기(FT)로 재도입된다. 하이드로크래킹(HCK)은 왁스(wax)의 중질 n-파라핀을 경질 n-파라핀이나 iso-파라핀으로 전환하는 공정이며, 하이드로트리팅(HDT)은 선형 파라핀 및 올레핀을 수소화 및 이성화하는 공정이다.
이러한 업그레이딩 공정은 공정이 복잡하여, 필요한 장비의 수가 많고, 공정 후 생성되는 GTL의 종류가 다양하여 이들을 저장하기 위한 여러 개의 탱크가 마련되어야 한다. 업그레이딩 공정에 많은 장비가 필요하고 탱크의 수가 많아짐에 따라 해양 플랜트화하기에는 설비의 배치가 비효율적이다.
또한 업그레이드를 위해 다량의 수소가 필요하여 수소플랜트가 필수적 구성요소로 필요하며, 육상 플랜트의 경우 업그레이딩 공정에서의 비용이 전체 플랜트 시설비의 10 %에 달할 정도로 비중이 컸다.
본 발명은 상술한 바와 같은 문제를 해결할 수 있는, 해양 플랜트에 적합한 GTL 공정과 장치를 제안하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, FPSO의 GTL(Gas To Liquid) 공정에 있어서,
1) 해상의 가스전에서 생산된 천연가스를 전처리하는 단계;
2) 전처리된 상기 천연가스를 촉매하에서 반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 개질 단계;
3) 상기 합성가스를 피셔-트롭시 반응기에 공급하고 반응시켜 액상 탄화수소를 생성하는 합성 단계; 및
4) 상기 액상 탄화수소를 가스, 나프타 및 합성원유로 분리하고 수소를 공급하여 하이드로피니싱(hydrofinishing)하는 업그레이딩 단계를 포함하는 FPSO의 GTL 생산 공정이 제공된다.
바람직하게는 상기 업그레이딩 단계는,
1) 상기 합성 단계에서 생성된 상기 액상 탄화수소를 탄소수 1 내지 4의 가스, 나프타 및 합성원유로 분리하는 분리 단계; 및
2) 분리된 나프타에 수소를 공급하여 올레핀을 포화시키는 하이드로피니싱 단계를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 하이드로피니싱 단계에서 생성되는 응축물(condensate)은 분리되어, 상기 분리 단계에서 분리된 합성원유에 혼합되며,
상기 하이드로피니싱 단계를 통해, 저장 및 운송 중에 상기 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나에 포함된 올레핀의 검(gum) 형성 및 중합 반응(polymerization)이 방지될 수 있다.
바람직하게는, 상기 분리 단계에서 분리된 탄소수 1 내지 4의 가스는 상기 FPSO의 연료로 공급될 수 있다.
바람직하게는, 상기 하이드로피니싱 단계는 250 내지 290 ℃의 온도, 15 내지 30 bar의 압력인 상대적으로 낮은 온도 및 압력 조건하에서 수행될 수 있다.
바람직하게는, 상기 개질 단계에서 개질 후 생성된 합성가스를, 상기 합성 단계의 피셔-트롭시 반응기로 공급하기 전에 컨디셔닝(conditioning)하는 컨디셔닝 단계를 더 포함하며, 컨디셔닝 중 발생하는 수소의 적어도 일부는 상기 업그레이딩 단계로 공급될 수 있다.
바람직하게는, 상기 개질 단계는 상기 천연가스에 수증기 및 이산화탄소를 공급하고 촉매하에서 반응시키는 스팀 이산화탄소 개질기(Steam CO2 Reformer, SCR)로 이루어지고, 상기 합성 단계의 피셔-트롭시 반응기는 슬러리 상 반응기(Slurry Phase Reactor, SPR)로 이루어질 수 있다.
바람직하게는, 상기 스팀 이산화탄소 개질기는 컴팩트 리포머(Compact Reformer)일 수 있다.
바람직하게는, 상기 컴팩트 리포머에서는 이산화탄소가 수성 가스 전환(water gas shift reaction)의 역반응으로 상기 합성가스의 생성반응에 참여할 수 있다.
바람직하게는, 상기 슬러리 상 반응기에서 미반응된 상기 합성가스는 회수되어 상기 합성 단계로 재도입될 수 있다.
바람직하게는, 상기 합성 단계 및 개질 단계에서 발생되는 스팀은 상기 FPSO에 마련된 스팀 터빈 발전기에 공급되어 발전할 수 있다.
바람직하게는 상기 컨디셔닝 단계에서는, 개질 후 생성된 상기 합성가스에서 다단으로 H2O를 분리하고, 상기 피셔-트롭시 반응기에서의 요구조건에 충족하도록 수소를 분리하되, 상기 피셔-트롭시 반응기로 공급되는 H2/CO의 비율(SN)이 1~2.5를 만족하도록 H2가 회수될 수 있다.
바람직하게는, 상기 컨디셔닝 단계에서 회수된 수소의 적어도 일부는 상기 개질 단계의 연료로서 공급될 수 있다.
바람직하게는, 상기 개질 단계는 상기 천연가스를 상기 컨디셔닝 단계에서 공급된 수소와 반응시키는 스팀 메탄 개질기(Steam Methane Reforming, SMR)로 이루어질 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, FPSO의 GTL 생산 시스템에 있어서,
해상의 가스전에서 생산된 천연가스가 탈황처리를 포함하여 전처리되는 전처리 유닛;
상기 전처리 유닛으로부터 상기 천연가스를 공급받아 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 개질기;
상기 개질기로부터 상기 합성가스를 공급받아 액상 탄화수소를 생성하는 피셔-트롭시 반응기; 및
수소 및 상기 피셔-트롭시 반응기로부터의 상기 액상 탄화수소를 공급받아 하이드로피니싱하여 나프타 및 합성원유를 생산하는 업그레이딩 유닛을 포함하는 FPSO의 GTL 생산 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 개질기에서 생성된 상기 합성가스를 상기 피셔-트롭시 반응기로 도입되기에 앞서 컨디셔닝하는 컨디셔닝 유닛을 더 포함하며, 상기 컨디셔닝 유닛에서 생성된 수소는 상기 업그레이딩 유닛으로 공급될 수 있다.
바람직하게는 상기 개질기는, 상기 천연가스를 공급받아 수증기 및 이산화탄소를 공급하고 촉매하에서 반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 스팀 이산화탄소 개질기(SCR)이고, 상기 피셔-트롭시 반응기는 슬러리 상 반응기(SPR)일 수 있다.
바람직하게는, 상기 업그레이딩 유닛은 상기 액상 탄화수소에 수소를 공급하여 하이드로피니싱하여 상기 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나에 포함된 올레핀을 포화시켜, 상기 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나의 저장 및 이송 중 상기 올레핀의 검(gum) 형성 및 중합 반응(polymerization)이 방지될 수 있다.
바람직하게는, 상기 피셔-트롭시 반응기 및 상기 업그레이딩 유닛에서 생성된 탄소수 1 내지 4의 화합물은 상기 FPSO의 복합발전 시스템의 연료로 공급될 수 있다.
바람직하게는 상기 컨디셔닝 유닛은, 상기 합성가스에서 다단으로 H2O를 분리하는 제1 내지 제3 분리기와, 상기 제3 분리기에서 분리된 수소와 일산화탄소에서 수소를 회수하는 추출기를 포함할 수 있다.
바람직하게는 상기 개질기는, 전처리된 천연가스, H2O 및 CO2를 상기 추출기에서 회수된 수소에 의해 연소가스와 수소, CO 및 H2O로 개질하는 스팀 메탄 개질기(Steam Methane Reforming, SMR)일 수 있다.
바람직하게는, 상기 추출기에는 상기 수소의 통과량을 조절할 수 있는 멤브레인이 마련될 수 있다.
바람직하게는, 상기 멤브레인에 의해 회수된 수소는 상기 개질기 및 업그레이딩 유닛으로 공급될 수 있다.
상기 컨디셔닝 유닛에서 상기 피셔-트롭시 반응기로 공급되는 H2/CO의 비율(SN)은 1~2.5일 수 있다.
본 발명의 FPSO의 GTL 생산 공정 및 시스템은 해상의 가스전에서 생산된 천연가스를 전처리하여, 전처리된 천연가스의 개질 단계와, 개질 단계로 생성된 합성가스로 액상 탄화수소를 생성하는 합성 단계와, 액상 탄화수소를 하이드로피니싱(hydrofinishing)하는 업그레이딩 단계를 거쳐 GTL을 생산한다.
본 발명은 GTL 생산 공정을 해양 플랜트 환경에 최적화하고, 특히 업그레이딩 공정을 단순화시킴으로써, FPSO의 한정된 상부 공간(Topside)에 효과적으로 배치할 수 있는 GTL 생산 공정 및 시스템을 제공할 수 있다.
본 발명의 GTL 생산 공정 및 시스템으로 생산되는 GTL은 동일한 하역 장비를 공유하여 텐뎀 방식 하역(Tandem Offloading)할 수 있어 FPSO에 탑재되는 컴팩트한 해양 플랜트를 구현하는데 특히 적합하다.
또한 본 발명은, 순수산소에 대한 필요를 제거함으로써 FPSO에서의 안전을 확보할 수 있고, 산소공급장치를 제거함으로써, FPSO 상의 데크 공간과 설치 비용을 절약할 수 있다는 효과를 얻을 수 있다.
또, 본 발명에 의하면, SMR 반응기를 통해 생산한 높은 H2:CO 비율의 합성가스를 FT 반응기에 적합한 H2:CO 비율로 생성할 수 있고, 합성가스에서 분리된 H2는 FT 생성물의 처리와 개질기의 온도를 높이는 연료로 사용할 수 있어 GTL FPSO에서의 운영비용을 절감할 수 있는 효과도 거둘 수 있다.
도 1은 종래의 GTL 생산 공정에서 개질된 합성가스의 F-T 합성 반응과 업그레이딩 공정의 흐름을 개략적으로 도시한다.
도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 GTL 생산 공정의 흐름을 개략적으로 도시하고, 도 3은 세부적인 공정 흐름을 도시한다.
도 4는 본 발명의 제1 실시예에서 업그레이딩 단계의 공정 흐름을 별도로 도시한다.
도 5는 본 발명의 제1 실시예에 따른 GTL 생산 공정이 적용된 플랜트가 topside에 마련된 FPSO를 개략적으로 도시한다.
도 6은 본 발명의 제2 실시예에 따른 SMR을 이용한 FPSO 상의 FT GTL 장치의 블록도이다.
도 7는 도 6의 주요 유닛의 결합관계를 설명하기 위한 구성도이다.
도 8은 본 발명의 제2 실시예에 따른 SMR을 이용한 FPSO 상의 FT GTL 방법을 설명하기 위한 공정도이다.
본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.
천연가스를 이용한 제품화(monetization)는 크게 4가지로 분류할 수 있다. 가장 일반적인 천연가스의 액화를 통한 ①LNG 생산을 비롯하여, 천연가스 개질, 합성, 분리 및 정제를 통한 ②DME 생산, ③메탄올 생산, ④GTL 생산이 있는데, 본 발명은 그 중 석유 디젤을 대체하여 수송용 청정 연료로 이용될 수 있는 GTL의 생산 공정에 관한 것이다.
도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 GTL 생산 공정의 흐름을 개략적으로 도시하는데, 본 실시예의 공정은 천연가스에 산소, 물, 이산화탄소를 공급하여 개질하고(Reforming), 개질로 생성된 합성가스를 반응기에 넣어 액상의 탄화수소를 합성하고(Synthesis), 이를 업그레이드하는 단계로 나프타와 합성원유를 포함하는 GTL을 생산한다. 도 3에는 본 실시예의 보다 세부적인 공정 흐름을 도시하였다.
도 2 및 도 3에 도시된 바와 같이, 본 발명의 제1 실시예에 따른 GTL 생산 공정은 FPSO(Floating Production, Storage and Offloading)에서의 GTL 생산을 위한 공정으로서, 1) 해상의 가스전에서 생산된 천연가스를 전처리하는 단계(100), 2) 전처리된 천연가스에 수증기 및 이산화탄소를 공급하고 촉매하에서 반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 개질 단계(200), 3) 합성가스를 피셔-트롭시 반응기에 공급하고 반응시켜 액상 탄화수소를 생성하는 합성 단계(300), 4) 생성된 액상 탄화수소를 가스, 나프타 및 합성원유로 분리하고 수소를 공급하여 하이드로피니싱(hydrofinishing)하는 업그레이딩 단계(400)를 포함하여 생산된다.
전처리 단계는 해상의 가스전에서 생산된 천연가스를 안정화하는 단계(Gas Inlet Stabilization, 110), 탈황(Sulfur Removal Saturator, 120) 처리 단계 및 전개질(Pre-Reformer) 단계 등을 포함할 수 있다. 전처리를 거쳐 대부분의 성분이 메탄으로 이루어지게 된 천연가스가 개질 단계(200)로 공급된다.
본 실시예에서 개질 단계(200)는 스팀 이산화탄소 개질기(Steam CO2 Reformer, SCR)로, 합성 단계(300)의 피셔-트롭시 반응기는 슬러리 상 반응기(Slurry Phase Reactor, SPR)로 이루어질 수 있다.
본 실시예의 스팀 이산화탄소 개질기로는, 예를 들어 DPT의 컴팩트 리포머(Compact Reformer)가 적용될 수 있다. 일반적으로 스팀 이산화탄소 개질기에서의 주요 반응식은 CH4 + H2O → 3H2 + CO, CH4 + CO2 → 2CO + H2이며, 개질기를 거쳐 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스가 생성된다.
이와 같은, 일반적인 스팀 이산화탄소 개질기에서의 이산화탄소가 참여하는 합성가스 합성반응(CH4 + CO2 → 2CO + H2)은, 이산화탄소의 개질 반응에서 부생반응인 코킹 현상(coking reaction)으로 인해 촉매의 활성이 저하되어 전환율이 낮아질 수 있다.
여기서 Compact Reformer를 적용하면, Feed gas 중 이산화탄소는 H2 + CO2 → CO + H2O의 수성 가스 전환(water gas shift reaction)의 역반응에 의해 합성가스의 합성반응에 참여하게 된다. 따라서 이와 같은 Compact Reformer를 적용할 경우, R Ratio=(H2 - CO2)/(CO + CO2)≒2.1을 만족할 수 있어 코킹 현상을 방지할 수 있으므로 촉매의 수명이 길고 전환율도 높일 수 있다.
한편, 이와 같은 스팀 이산화탄소 개질기는 CO2 tolerance가 높아서, CO2가 많은 한계 유전(Numerous stranded gas fields)에 적용할 수 있고, 이산화탄소 함량이 30 %까지의 고이산화탄소 천연가스(high CO2 natural gas)에도 활용하여 운영할 수 있다. 특히 Compact Reformer와 같은 스팀 이산화탄소 개질기는 산소분리장치(ASU)가 필요 없는 공정으로, Safety Concern이 낮으며, 상대적으로 ATR(Autothermal Reactor) 또는 POX(Partial Oxidation Reactor)보다 요구하는 Space, Weight, Height, 전기소모량 등이 적다. 또한 GTL 공정을 위해 필요한 Target이 되는 약 2.0의 H2/CO ratio을 맞출 수 있다.
또한, Compact Reformer는 다른 개질기와 비교하여, Ship motion effects가 상대적으로 작고, 열교환기 형태의 반응기 구조로 크기가 작아 설치를 위해 필요한 공간이 상대적으로 작으므로 해양 플랜트에 특히 적합하다.
스팀 이산화탄소 개질기에서 개질 단계(200)를 거쳐 개질 후 생성된 합성가스는, 컨디셔닝 단계(250)를 거쳐 컨디셔닝(conditioning)한 후, 합성 단계(300)의 피셔-트롭시 반응기로 공급될 수 있다. 컨디셔닝은 합성가스의 성분을 조정하는 과정으로, 합성가스의 컨디셔닝 중 발생하는 수소의 적어도 일부는 상술한 업그레이딩 단계(400)의 하이드로피니싱을 위해 공급될 수 있다.
본 실시예에서는 피셔-트롭시 반응기로 슬러리 상 반응기(Slurry Phase Reactor)를 적용하는데, 예를 들어 Sasol SPR (Slurry Phase Reactor)이 적용될 수 있다. SPR (Slurry Phase Reactor)는 Ship Motion Effects가 작고, 총 필요 공간 및 장치 무게가 비교적 작아 해양 플랜트에 적용하기에 적합하다. 또한, 촉매가 부유 및 순환하는 구조로서, MTFB(Multi-Tubular Fixed Bed) Reactor와 같은 다른 반응기에 비해 촉매의 교체가 수월하여 장비 등의 교체나 공급이 원활하지 못할 수도 있는 해양 플랜트에 효과적이다.
도 4에는 업그레이딩 단계(400)의 공정 흐름만을 별도로 도시하였다.
도 4에 도시된 바와 같이, 본 실시예의 업그레이딩 단계(400)는, 1) 합성 단계(300)에서 생성된 액상 탄화수소를 탄소수 1 내지 4의 가스, 나프타 및 합성원유로 분리하는 분리 단계(410)와, 2) 분리된 나프타에 수소를 공급하여 올레핀을 포화시키는 하이드로피니싱 단계(420)를 포함하고, 하이드로피니싱 단계(420)에서 생성되는 응축물(condensate)은 분리되어, 상술한 분리 단계에서 분리된 합성원유에 혼합된다(430).
피셔 트롭시 반응기에서 생성되어 분리 단계(410)에서 분리된 합성원유(도면 4의 wax)와 하이드로피니싱 단계(420)에서 생성된 응축물은 혼합되어(430) 함께 합성원유(Syscrude)로서 선적하여 운송된다.
본 실시예의 하이드로피니싱 단계(420)는 250 내지 290 ℃의 온도, 15 내지 30 bar의 압력인 상대적으로 낮은 온도 및 압력 조건하에서 수행되는데, 이와 같은 하이드로피니싱 단계를 통해, 저장 및 운송 중에 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나에 포함된 올레핀의 검(gum) 형성 및 중합 반응(polymerization)이 방지된다.
피셔-트롭시 반응기를 거쳐 생성된 액상 탄화수소의 업그레이드 공정(400)은 생산될 최종 생성물의 종류에 따라 여러 가지 공정으로 설계할 수 있다. 육상 플랜트에서와 같이 하이드로크랙킹과 하이드로트리팅 공정을 포함하여 full upgrading하는 경우 다양한 생성물을 생산할 수 있어 육상 플랜트에는 바람직할 수 있으나, 해양 플랜트에 적용할 경우 공정의 설계가 복잡해지고, 생성물의 종류별로 탱크를 마련하여 저장해야 하므로 탱크의 수가 많아져 설치공간 및 비용이 높아지며 효율적으로 배치되기 어렵다. 생성물을 하역할 때에도 종류에 따라 다른 하역 설비를 거쳐야하므로 배관 배치가 복잡해진다.
본 실시예에서는 하이드로피니싱 단계(420)를 통해 나프타 또는 합성원유에 포함된 올레핀을 수소화하여, 올레핀의 저장 및 운송 과정에서의 검(gum) 형성 및 중합 반응(polymerization)을 방지하는 Simplified Upgrading Process를 거쳐 업그레이드한다.
본 실시예에서는 이처럼 나프타와 합성원유만을 GTL 제품으로 생산하도록 공정을 설계하고 상대적으로 낮은 압력 및 온도 조건에서 운전할 수 있는 하이드로피니싱만으로 액상 탄화수소를 업그레이드시킨다. 따라서 업그레이드 단계(400)의 공정이 단순해지고 공정에 필요한 수소의 양이 적어 장비의 수가 적어지므로 한정된 FPSO의 공간에 적용하기에 적합하다.
상술한 합성 단계(300)의 슬러리 상 반응기에서 미반응된 합성가스는 회수되어 합성 단계의 슬러리 상 반응기 전단으로 재도입될 수 있다(도 4의 합성단계(300) 부분 참조).
본 실시예에서, 분리 단계(410)에서 분리된 탄소수 1 내지 4의 가스는 FPSO의 연료로 공급될 수 있고, 합성 단계(300) 및 개질 단계(200)에서 발생되는 스팀은 FPSO에 마련된 스팀 터빈 발전기에 공급되어 발전할 수 있다.
분리 단계(410)에서 분리된 가스는 대부분 경질 올레핀으로 구성되며, 저장해두었다가 이송하기에는 비교적 소량이므로 FPSO에서 연료로 소비하는 것이 바람직하기 때문이며, 합성 단계(300) 및 개질 단계(200)의 스팀을 스팀 터빈 발전기에 공급하여 발전함으로써 FPSO에 필요한 전기도 생산하고 에너지 효율도 높일 수 있다.
도 5에는 본 실시예에 따른 GTL 생산 공정이 적용되어 각각의 공정 단계를 위한 설비들(100, 200, 300, 400, 500)이 FPSO의 topside에 마련된 모습과, 공정 단계의 흐름을 개략적으로 도시하였다.
이상에서 살펴본 바와 같은 제1 실시예의 구현을 위해서, FPSO의 GTL 생산 시스템은, 해상의 가스전에서 생산된 천연가스가 탈황처리를 포함하여 전처리되는 전처리 유닛; 전처리 유닛으로부터 천연가스를 공급받아 수증기 및 이산화탄소를 공급하고 촉매하에서 반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 스팀 이산화탄소 개질기(SCR); 스팀 이산화탄소 개질기로부터 합성가스를 공급받아 액상 탄화수소를 생성하는 슬러리 상 반응기(SPR); 및 수소 및 슬러리 상 반응기로부터의 액상 탄화수소를 공급받아 하이드로피니싱하여 나프타 및 합성원유를 생산하는 업그레이딩 유닛을 포함하게 된다.
본 시스템은 바람직하게는, 스팀 이산화탄소 개질기에서 생성된 합성가스를 슬러리 상 반응기로 도입되기에 앞서 컨디셔닝하는 컨디셔닝 유닛을 더 포함하며, 컨디셔닝 유닛에서 생성된 수소는 상기 업그레이딩 유닛으로 공급될 수 있다.
본 시스템에서, 업그레이딩 유닛은 상기 액상 탄화수소에 수소를 공급하여 하이드로피니싱하여 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나에 포함된 올레핀을 포화시켜, 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나의 저장 및 이송 중 올레핀의 검(gum) 형성 및 중합 반응(polymerization)이 방지될 수 있다.
본 시스템에서 바람직하게는, 슬러리 상 반응기 및 업그레이딩 유닛에서 생성된 탄소수 1 내지 4의 화합물은 FPSO의 복합발전 시스템의 연료로 공급될 수 있다.
이상에서 살펴본 바와 같이, 본 발명 제1 실시예의 FPSO의 GTL 생산 공정 및 시스템은 해상의 가스전에서 생산된 천연가스를 전처리하여, 전처리된 천연가스를 스팀 이산화탄소 개질기로 개질하고, 개질 단계로 생성된 합성가스를 슬러리 상 반응기로 액상 탄화수소를 합성한 후, 합성된 액상 탄화수소를 하이드로피니싱(hydrofinishing)하는 업그레이딩 단계를 거쳐 GTL을 생산한다. 이를 통해 본 실시예는 해양 플랜트 환경에 최적화된 GTL 생산 공정 및 생산 시스템을 제공한다.
특히 본 제1 실시예에서는 합성된 액상 탄화수소의 업그레이딩 공정을 하이드로피니싱으로 단순화시킴으로써, 복잡한 업그레이드에 따른 장비들을 요하지 않아 FPSO의 한정된 상부 공간(Topside)에 효과적으로 배치할 수 있고, 장비의 설치 및 유지 보수가 간편해진다. 또한 기존의 육상 플랜트의 복잡한 업그레이드에서와 같은 다량의 수소를 요하지 않아, 대형화된 수소 플랜트가 필요하지 않고, 업그레이딩 공정의 시설 및 운영비를 절감할 수 있다.
또한 본 제1 실시예의 GTL 생산 공정 및 시스템은 나프타, 합성원유 및 하이드로피니싱 중 생성된 응축물(condensate)의 세 가지 GTL만을 생산하므로, GTL을 저장하기 위한 탱크의 종류를 간단해지고 탱크 및 이송용 배관의 배치도 단순화할 수 있다. 본 제1 실시예로 생산되는 GTL은 동일한 하역 장비를 공유하여 텐뎀 방식 하역(Tandem Offloading)할 수 있어 하역 설비도 단순화할 수 있으므로, FPSO에 탑재되는 컴팩트한 해양 플랜트를 구현하는데 특히 적합하다.
다음으로 먼저 본 발명의 제2 실시예에 대한 개념을 설명한다.
본 발명 제2 실시예에서 SMR을 사용하는 개념은 합성가스의 H2:CO 비율이 3.0~4.5(SMR에 들어가는 원료의 조성에 따라 다름)로 생산되며, 이것은 피셔-트롭시 반응기(요구하는 H2:CO비율= 2.0)에서 요구하는 수치보다 높으므로, H2:CO 비율 2.0을 맞추기 위해서 과도한 수소를 제거하기 위해 H2를 회수하는 멤브레인(membrane)을 사용하는 것이다.
상기 멤브레인에서 분리된 수소는 메탄-스팀 개질기(Steam Methane Reformer, SMR)를 위한 버너의 연료로서 사용될 수 있다. 또한, 본 발명에 의하면 FT 생성물 향상을 위해 필요한 수소를 확보하면서, FT 외부 순환 및 배출 비율을 SMR 운영 변수로 정하는 것이 포함한다.
또한 초과된 수소(FT 반응기에서 직접 필요한 것 이상)는 FT GTL 생성물의 처리에 공급할 수 있음으로써, 별도의 수소생산시스템에 필요한 공간과 비용을 저감할 수 있다.
즉, SMR은 피셔-트롭시 반응기(FT 반응기)에서 요구하는 H2:CO 비율보다 높게 생산한다. 그러나, 본 실시예에 따르면, 수소 회수 멤브레인을 마련하는 것에 의해 부가적인 수소 생산 장비를 설치할 필요를 제거하면서, FT 반응기에 적당한 조건의 H2/CO 비율로 공급할 수 있고, 초과된 수소를 FT 생성물의 처리에 사용할 수 있다.
이하, 본 발명 제2 실시예의 구성을 도면에 따라서 설명한다.
도 6은 본 발명의 제2 실시예에 따라 SMR을 적용한 FPSO 상의 GTL 시스템의 블록도 이다.
본 제2 실시예에 따른 SMR을 적용한 FPSO 상의 GTL 시스템은 도 6에 도시된 바와 같이, FPSO에서 단일 합성원유 생산을 위한 FT GTL 시스템으로서, 생산된 가스를 주입받는 가스 주입 안정화 유닛(1010), 탈황 유닛(1020), 천연가스 포화 및 예비 개질(Pre-Reforming) 유닛(1030), 소형의 개질(Reforming) 유닛(1040), 컨디셔닝(conditioning) 유닛(1050), FT합성 유닛(1060), 잔류가스(Tail gas) 분리 유닛(1070), 제품처리(Production treatment)를 위한 업그레이딩 유닛(1080)을 포함한다. 상기 가스 주입 안정화 유닛(1010)은 생산된 조 천연가스(RAW NG)에 대해 안정화를 실행하여 천연가스 콘덴세이트(NG condensate)와 물(H2O)을 생성하고, 상기 천연가스 콘덴세이트는 탈황 유닛(1020)으로 공급된다.
상기 탈황 유닛(1020)은 천연가스에 포함된 황을 제거하고, 천연가스 포화 및 예비 개질 유닛(1030)으로 조 천연가스를 공급한다. 천연가스 포화 및 예비 개질 유닛(1030)에서 예비 처리된 조 천연가스의 일부는 연료용 가스로 사용되고, 나머지의 천연가스는 스팀에 의해 가열되어 개질 유닛(1040)으로 공급되며, 포화기로 배출된다.
상기 개질 유닛(1040)은 천연가스 포화 및 예비 개질 유닛(1030)에서 스팀을 통과하여 공급된 천연 가스를 조 합성가스(RAW SYNGAS)로 개질된다. 또한 상기 개질 유닛(1040)에서 처리되지 않은 가스는 연료가스로서 천연가스 포화 및 예비 개질 유닛(1030)으로 공급된다.
상기 개질 유닛(1040)에서 처리된 조 합성가스는 컨디셔닝 유닛(1050)에서 합성가스(SYNGAS)로 생성되고, 이 과정에서 발생한 수소(H2)는 연료가스로서 개질 유닛(1040)과 업그레이딩 유닛(1080)에 공급된다. 또한 컨디셔닝 유닛(1050)에서 생성된 합성가스 콘덴세이트는 천연가스 포화 및 예비 개질 유닛(1030)으로 공급되거나 배출된다.
상기 컨디셔닝 유닛(1050)에서 공급된 합성가스는 FT합성 유닛(1060)을 거쳐 FT 나프타와 FT 중질유의 제1 혼합물과 FT 왁스로 분리되어 업그레이딩 유닛(80)에 공급된다.
상기 잔류가스 분리 유닛(1070)은 FT합성 유닛(1060)에서 공급된 합성가스에서 잔류가스를 분리하고, 잔류가스는 일부 배출되거나, 상기 천연가스 포화 및 예비 개질 유닛(1030)으로 공급되어 리사이클 된다.
상기 업그레이딩 유닛(1080)은 상기 FT합성 유닛(1060)에서 공급된 제1 혼합물과 FT 왁스를 혼합하여 연료가스(LPG 및 H2)와 합성원유(syncrude)제품(FT 나프타, FT 중질유, FT 왁스)으로 배출 및 저장한다.
한편 상기 개질 유닛(1040)과 컨디셔닝 유닛(1050)에는 스팀을 형성하기 위한 보일러 급수(BFW)가 공급된다.
다음에 본 실시예의 주요 특징인 개질 유닛(1040), 컨디셔닝 유닛(1050), 업그레이딩 유닛(1080)의 구성에 대해 도 7에 따라 설명한다.
도 7은 도 6의 주요 유닛의 결합관계를 설명하기 위한 구성도이다.
상기 개질 유닛(1040)은 도 7에 도시된 바와 같이, 생산된 천연가스에 상기 컨디셔닝 유닛(1050)에서 생성된 H2를 부가하여 조 합성가스(RAW SYNGAS)로 개질하도록 H2, CO, H2O의 혼합가스와 연소 가스를 생성한다. 이를 위해 상기 개질 유닛(1040)은 천연가스에 함유된 CH4, H2O 및 CO2을 상기 컨디셔닝 유닛(1050) 공급된 H2에 의해 연소가스와 H2, CO 및 H2O로 개질하는 소형의 개질기(1041)를 포함한다.
상기 컨디셔닝 유닛(1050)은 상기 개질 유닛(1040)에서 공급된 H2, CO, H2O의 혼합 가스에서 다단으로 H2O를 분리하고, FT합성 유닛(1060)에서의 요구 조건에 충족하도록 H2와 H2O를 분리한다. 이를 위해 상기 컨디셔닝 유닛(1050)은 상기 혼합가스에서 다단으로 H2O를 분리하는 제1 내지 제3 분리기(1051~1053) 및 상기 제3 분리기(1053)에서 분리된 H2와 CO에서 H2를 회수하는 추출기(54)를 포함하며, 상기 추출기(54)에서 상기 FT합성 유닛으로 공급되는 H2/CO의 비율(SN)은 1~2.5로 유지된다.
바람직하게는 상기 H2/CO의 비율(SN)은 2.0으로 유지된다.
즉, 상기 컨디셔닝 유닛(50)에서는 도 7에 도시된 바와 같이, 상기 개질 유닛(1040)에서 공급된 H2, CO, H2O의 혼합 가스가 제1 열교환기(1055)를 거쳐 제1 분리기(1051)에서 1차로 H2O가 분리되고, 상기 제1 분리기(1051)에서 분리되지 않은 혼합 가스가 제2 열교환기(1056)를 거쳐 제2 분리기(1052)에서 2차로 H2O가 분리되고, 상기 제2 분리기(1052)에서 분리되지 않은 혼합 가스가 압축기(1057) 및 제3 열교환기(1058)를 거쳐 제3 분리기(1053)에서 3차로 H2O가 분리되어 합성가스 콘덴세이트로 배출된다.
상기 제3 분리기(1053)에서 H2O로 분리되지 않은 H2, CO는 제4 열교환기(1059)를 거쳐 추출기(1054)로 공급되며, 상기 추출기(1054)에는 H2의 통과량을 조절할 수 있는 멤브레인이 마련된다. 즉, H2를 회수하는 상기 멤브레인에 의해 상기 FT합성 유닛(1060)으로 공급되는 H2/CO의 비율(SN)은 1~2.5로 유지된다. 한편 상기 멤브레인에 의해 회수된 H2는 상기 개질기(1041)에 연료로 공급되고, FT합성 유닛(1060)에서 공급되는 FT 왁스를 처리하기 위해 업그레이딩 유닛(1080)으로 공급된다.
상기 업그레이딩 유닛(1080)은 상기 FT합성 유닛(1060)에서 공급된 FT 왁스와 상기 컨디셔닝 유닛(1050)의 추출기(1054)에서 공급된 H2를 혼합하여 FT 나프타, FT 중질유와 FT 왁스가 혼합된 합성원유 혼합물을 생성한다.
즉 도 7에 도시된 바와 같이, 상기 추출기(1054)에서 회수된 H2는 제2 압축기(1081)와 제5 열교환기(1082)를 거쳐 FT 왁스에 대해 수소화 분해반응 또는 순한 수소첨가 이성질화 반응을 통해 혼합물을 생성하는 반응기(1083)에 공급된다.
상술한 바와 같이, 추출기(1054)에서 H2를 회수하여 상기 개질 유닛(1040)과 업그레이딩 유닛(1080)에 공급하는 것에 의해 추가적인 수소 생산 장비를 설치할 필요가 없고, FT 반응기에 H2/CO의 비율(SN)을 1~2.5로 공급할 수 있고, 회수된 수소를 FT 생성물의 처리에 사용할 수 있다.
다음에, 도 6 및 도 7에 도시된 바와 같은 SMR을 이용한 FPSO 상의 FT GTL 장치에 의해 실현되는 수소 회수의 과정에 대해 도 8에 따라 설명한다.
도 8은 본 발명 제2 실시예에 따른 SMR을 적용한 GTL 생산 방법을 설명하기 위한 공정도이다.
본 발명 제2 실시예에 따른 SMR을 이용한 FPSO 상의 FT GTL 방법은 FPSO 상의 FT GTL FPSO에서 공정에서 필요한 수소 요구량을 SMR에 의해 공급하는 방법으로서, 먼저 가스 주입 안정화 유닛(1010)에서 조 천연가스를 안정화 처리하고, 탈황 유닛(1020)에서 조 천연가스에 포함된 황이 제거되고, 천연가스 포화 및 예비 개질 유닛(1030)을 통해 천연가스가 생성된다(S10).
상기 개질 유닛(1040)에서는 천연가스에서 H2, CO, H2O의 혼합가스를 생성한다(S20).
다음에 컨디셔닝 유닛(1050)에서는 상기 단계 S20에서 생성된 혼합가스에서 다단으로 H2O를 분리하고, FT합성 유닛(1060)에서의 요구 조건에 충족하도록 H2를 분리하여 H2를 회수한다(S30).
상기 단계 S30에서 회수된 H2는 개질 유닛(1040)과 업그레이딩 유닛(1080)에 공급된다(S40). 또한 상기 단계 S30에서 H2의 회수는 추출기(1054)에 마련된 멤브레인에 의해 FT 합성 유닛으로 공급되는 H2/CO의 비율(SN)이 1~2.5를 만족하도록 실행된다. 또한 상기 개질 유닛(1040)으로 공급된 H2는 연료로 사용된다.
상기 업그레이딩 유닛(1080)에서는 상기 FT합성 유닛(1060)에서 공급된 FT 왁스와 상기 컨디셔닝 유닛(1050)에서 공급된 H2를 혼합하여 합성원유 혼합물을 생성한다(S50).
상기 단계 S50은 왁스 수소화 분해반응 또는 순한 수소첨가 이성질화 반응을 실행하는 반응기(1083)에 의해 실행된다.
본 발명은 상기 실시 예들에 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.

Claims (24)

  1. FPSO의 GTL(Gas To Liquid) 공정에 있어서,
    1) 해상의 가스전에서 생산된 천연가스를 전처리하는 단계;
    2) 전처리된 상기 천연가스를 촉매하에서 반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 개질 단계;
    3) 상기 합성가스를 피셔-트롭시 반응기에 공급하고 반응시켜 액상 탄화수소를 생성하는 합성 단계; 및
    4) 상기 액상 탄화수소를 가스, 나프타 및 합성원유로 분리하고 수소를 공급하여 하이드로피니싱(hydrofinishing)하는 업그레이딩 단계를 포함하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  2. 제 1항에 있어서, 상기 업그레이딩 단계는
    1) 상기 합성 단계에서 생성된 상기 액상 탄화수소를 탄소수 1 내지 4의 가스, 나프타 및 합성원유로 분리하는 분리 단계; 및
    2) 분리된 나프타에 수소를 공급하여 올레핀을 포화시키는 하이드로피니싱 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  3. 제 2항에 있어서,
    상기 하이드로피니싱 단계에서 생성되는 응축물(condensate)은 분리되어, 상기 분리 단계에서 분리된 합성원유에 혼합되며,
    상기 하이드로피니싱 단계를 통해, 저장 및 운송 중에 상기 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나에 포함된 올레핀의 검(gum) 형성 및 중합 반응(polymerization)이 방지되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  4. 제 2항에 있어서,
    상기 분리 단계에서 분리된 탄소수 1 내지 4의 가스는 상기 FPSO의 연료로 공급되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  5. 제 2항에 있어서,
    상기 하이드로피니싱 단계는 250 내지 290 ℃의 온도, 15 내지 30 bar의 압력인 상대적으로 낮은 온도 및 압력 조건하에서 수행되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  6. 제 1항에 있어서,
    상기 개질 단계에서 개질 후 생성된 합성가스를, 상기 합성 단계의 피셔-트롭시 반응기로 공급하기 전에 컨디셔닝(conditioning)하는 컨디셔닝 단계를 더 포함하며,
    컨디셔닝 중 발생하는 수소의 적어도 일부는 상기 업그레이딩 단계로 공급되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  7. 제 6항에 있어서,
    상기 개질 단계는 상기 천연가스에 수증기 및 이산화탄소를 공급하고 촉매하에서 반응시키는 스팀 이산화탄소 개질기(Steam CO2 Reformer, SCR)로 이루어지고,
    상기 합성 단계의 피셔-트롭시 반응기는 슬러리 상 반응기(Slurry Phase Reactor, SPR)로 이루어지는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  8. 제 7항에 있어서,
    상기 스팀 이산화탄소 개질기는 컴팩트 리포머(Compact Reformer)인 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  9. 제 8항에 있어서,
    상기 컴팩트 리포머에서는 이산화탄소가 수성 가스 전환(water gas shift reaction)의 역반응으로 상기 합성가스의 생성반응에 참여하는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  10. 제 7항에 있어서,
    상기 슬러리 상 반응기에서 미반응된 상기 합성가스는 회수되어 상기 합성 단계로 재도입되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  11. 제 1항에 있어서,
    상기 합성 단계 및 개질 단계에서 발생되는 스팀은 상기 FPSO에 마련된 스팀 터빈 발전기에 공급되어 발전하는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  12. 제 6항에 있어서, 상기 컨디셔닝 단계에서는
    개질 후 생성된 상기 합성가스에서 다단으로 H2O를 분리하고, 상기 피셔-트롭시 반응기에서의 요구조건에 충족하도록 수소를 분리하되,
    상기 피셔-트롭시 반응기로 공급되는 H2/CO의 비율(SN)이 1~2.5를 만족하도록 H2가 회수되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  13. 제 12항에 있어서,
    상기 컨디셔닝 단계에서 회수된 수소의 적어도 일부는 상기 개질 단계의 연료로서 공급되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  14. 제 13항에 있어서,
    상기 개질 단계는 상기 천연가스를 상기 컨디셔닝 단계에서 공급된 수소와 반응시키는 스팀 메탄 개질기(Steam Methane Reforming, SMR)로 이루어지는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 공정.
  15. FPSO의 GTL 생산 시스템에 있어서,
    해상의 가스전에서 생산된 천연가스가 탈황처리를 포함하여 전처리되는 전처리 유닛;
    상기 전처리 유닛으로부터 상기 천연가스를 공급받아 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 개질기;
    상기 개질기로부터 상기 합성가스를 공급받아 액상 탄화수소를 생성하는 피셔-트롭시 반응기; 및
    수소 및 상기 피셔-트롭시 반응기로부터의 상기 액상 탄화수소를 공급받아 하이드로피니싱하여 나프타 및 합성원유를 생산하는 업그레이딩 유닛을 포함하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  16. 제 15항에 있어서,
    상기 개질기에서 생성된 상기 합성가스를 상기 피셔-트롭시 반응기로 도입되기에 앞서 컨디셔닝하는 컨디셔닝 유닛을 더 포함하며,
    상기 컨디셔닝 유닛에서 생성된 수소는 상기 업그레이딩 유닛으로 공급되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  17. 제 15항에 있어서,
    상기 개질기는, 상기 천연가스를 공급받아 수증기 및 이산화탄소를 공급하고 촉매하에서 반응시켜 수소와 일산화탄소를 포함하는 합성가스를 생성하는 스팀 이산화탄소 개질기(SCR)이고,
    상기 피셔-트롭시 반응기는 슬러리 상 반응기(SPR)인 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  18. 제 15항에 있어서,
    상기 업그레이딩 유닛은 상기 액상 탄화수소에 수소를 공급하여 하이드로피니싱하여 상기 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나에 포함된 올레핀을 포화시켜, 상기 나프타 및 합성원유 중 적어도 하나의 저장 및 이송 중 상기 올레핀의 검(gum) 형성 및 중합 반응(polymerization)이 방지되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  19. 제 15항에 있어서,
    상기 피셔-트롭시 반응기 및 상기 업그레이딩 유닛에서 생성된 탄소수 1 내지 4의 화합물은 상기 FPSO의 복합발전 시스템의 연료로 공급되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  20. 제 16항에 있어서, 상기 컨디셔닝 유닛은
    상기 합성가스에서 다단으로 H2O를 분리하는 제1 내지 제3 분리기; 및
    상기 제3 분리기에서 분리된 수소와 일산화탄소에서 수소를 회수하는 추출기를 포함하는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  21. 제 20항에 있어서,
    상기 개질기는, 전처리된 천연가스, H2O 및 CO2를 상기 추출기에서 회수된 수소에 의해 연소가스와 수소, CO 및 H2O로 개질하는 스팀 메탄 개질기(Steam Methane Reforming, SMR)인 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  22. 제 20항에 있어서,
    상기 추출기에는 상기 수소의 통과량을 조절할 수 있는 멤브레인이 마련되는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  23. 제 22항에 있어서,
    상기 멤브레인에 의해 회수된 수소는 상기 개질기 및 업그레이딩 유닛으로 공급될 수 있는 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
  24. 제 22항에 있어서,
    상기 컨디셔닝 유닛에서 상기 피셔-트롭시 반응기로 공급되는 H2/CO의 비율(SN)은 1~2.5인 것을 특징으로 하는 FPSO의 GTL 생산 시스템.
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