WO2017209368A1 - 해양 설비, 부유식 원유 생산 설비 및 액화천연가스 생성 방법 - Google Patents

해양 설비, 부유식 원유 생산 설비 및 액화천연가스 생성 방법 Download PDF

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김문규
김진기
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조호영
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    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream

Definitions

  • the present invention relates to an offshore facility, a floating crude oil production facility and a method for producing liquefied natural gas, and more particularly, a marine facility for producing liquefied natural gas using accompanying gas, a floating crude oil production facility thereof, and liquefied natural thereby It relates to a gas generating method.
  • Floating Production Storage Offloading is an offshore complex structure that extracts crude oil from subsea oil fields, refines it, produces and stores refined oil products, and transfers them to other ships.
  • crude oil refining crude oil is separated into oil and accompanying gas.
  • the accompanying gas is burned or developed and then re-injected into another empty reservoir. If the accompanying gas separated from the crude oil in the offshore facility is discharged above a certain level necessary to maintain the pressure of the reservoir, the accompanying gas will be discarded to the sea floor in excess of that certain level, while the cost of gas re-injection is necessary. It will increase over.
  • the gas injected into the reservoir can be flowed back to recover a back-flow gas
  • an offshore facility includes a crude oil processing apparatus for collecting and refining crude oil in a subsea well, and a gas re-injection for compressing the accompanying gas separated in the crude oil refining process and reinjecting it into a reservoir.
  • Crude oil production offshore plant with apparatus And a liquefied natural gas producing marine facility receiving a feed gas including at least a part of the accompanying gas from the crude oil producing marine facility, and processing and liquefying the supplied feed gas to produce liquefied natural gas.
  • the crude oil producing offshore facility includes a feed gas supply unit that recovers a backflow gas into which the injected gas compressed by the gas reinjection apparatus flows back and generates the feed gas using the backflow gas.
  • the feed gas supply unit includes a compression device that compresses the accompanying gas to have a first target pressure to generate a first feed gas, wherein the gas re-injection device comprises: the accompanying gas compressed by the compression device to the first gas; And a compressor for compressing to have a second target pressure higher than a target pressure to generate the injection gas, wherein the feed gas is from the first feed gas, the second feed gas decompressed from the backflow gas, and the injection gas. At least one of the decompressed third feed gas may be included.
  • the gas re-injection apparatus further includes an injection line for re-injecting the injection gas into the reservoir
  • the feed gas supply unit includes: a feed gas supply line for delivering the feed gas to the liquefied natural gas production marine facility; A backflow line branched from the injection line and joined to the feed gas supply line and recovering the backflow gas to the crude oil production offshore installation; And a first decompression unit installed in the backflow line to generate the second feed gas by reducing the backflow gas.
  • the gas re-injection apparatus further includes a valve unit installed in the injection line to control injection of the injection gas, wherein the feed gas supply unit is branched from the injection line between the compressor and the valve unit to supply the feed gas.
  • a second decompression unit installed in the injection gas recovery line to generate the third feed gas by reducing the injection gas.
  • the first pressure reducing unit or the second pressure reducing unit may include a choke valve.
  • the feed gas supply unit may further include a control valve installed in the feed gas supply line to control the supply of the first feed gas, wherein the backflow line and the injection gas recovery line respectively provide a supply direction of the feed gas. Can be joined to the downstream side of the control valve.
  • the crude oil producing marine equipment may further include a control unit for controlling at least one of the control valve, the valve unit, the first pressure reducing unit, and the second pressure reducing unit according to the pressure of the first feed gas. .
  • the control unit may include: when the pressure of the first feed gas satisfies a set pressure range, the control valve may be opened to supply the first feed gas to the liquefied natural gas producing marine facility, and the second feed gas and the When the supply of the third feed gas is cut off and the pressure of the first feed gas does not satisfy the set pressure range, at least one of the second feed gas and the third feed gas is the liquefied natural gas producing marine facility. At least one of the first pressure reducing unit and the second pressure reducing unit may be operated so as to be supplied to the second control unit, and the control valve may be blocked.
  • the liquefied natural gas production offshore plant includes: a turret unit receiving the feed gas; A liquefied natural gas generating unit for processing and liquefying the feed gas to produce liquefied natural gas; And a plurality of storage tanks storing the liquefied natural gas and provided in one row along the longitudinal direction of the hull.
  • the liquefied natural gas generating unit includes: an injection unit including a heating unit for heating the feed gas to a set temperature; An acid gas removal unit for removing acid gas from the heated feed gas provided from the injection unit; A dehydration and mercury removal unit for removing moisture and mercury from the feed gas from which the acidic gas is removed; And a liquefaction unit for liquefying the feed gas from which the moisture and mercury has been removed to produce liquefied natural gas, wherein the liquefied natural gas production offshore plant includes: heavy hydrocarbons for removing heavy hydrocarbons from the fluid produced by the liquefaction unit Removal unit; And a condensate transfer line for delivering the condensate containing the bihydrocarbons to the crude oil producing marine facility for treatment and stabilization of the bicarbonate.
  • the turret device for pulling up the crude oil from the subsea well; Crude oil processing apparatus for refining the crude oil to produce oil; An oil storage device for storing oil produced by the crude oil processing device; A gas re-injection apparatus for compressing the accompanying gas separated in the crude oil refining process of the crude oil processing apparatus to generate an injection gas, and reinjecting the injection gas into a reservoir; And a feed gas supply unit for recovering a backflow gas into which the injection gas is flowed back, generating a feed gas using the backflow gas, and supplying the feed gas to a liquefied natural gas production unit.
  • the feed gas supply unit may include: a compression device configured to generate the first feed gas by compressing the accompanying gas; And a feed gas supply line for delivering the first feed gas to the liquefied natural gas production unit, wherein the gas re-injection device comprises: a compressor for compressing the accompanying gas compressed by the compression device to generate the injection gas
  • the feed gas may include at least one of the first feed gas, the second feed gas decompressed from the backflow gas, and the third feed gas decompressed from the injection gas.
  • the gas reinjection apparatus comprises: an injection line for reinjecting the injection gas into the reservoir; And a valve unit installed in the injection line to control the injection of the injection gas, wherein the feed gas supply unit includes: a control valve installed in the feed gas supply line to control the supply of the first feed gas; A backflow line branched from the injection line and returning the backflow gas to the feed gas supply line; A first pressure reducing unit installed in the backflow line and configured to generate the second feed gas by reducing the backflow gas; An injection gas recovery line branched from the injection line between the compressor and the valve part and recovering the injection gas to the feed gas supply line; And a second decompression unit installed in the injection gas recovery line to generate the third feed gas by reducing the injection gas.
  • a crude oil producing offshore plant collects and refines crude oil in a subsea well to separate oil and accompanying gas; Compressing the accompanying gas to have a first target pressure to produce a first feed gas, and providing the first feed gas to a feed gas supply line; Compressing the first feed gas to have a second target pressure to produce an injection gas, and reinjecting the injection gas into a reservoir; Depressurizing a backflow gas to which the injection gas flows back to generate a second feed gas, and recovering the second feed gas to the feed gas supply line; Reducing the injection gas to generate a third feed gas, and recovering the third feed gas to the feed gas supply line; Supplying a feed gas including at least one of the first feed gas, the second feed gas, and the third feed gas to the feed gas supply line; And there is provided a liquefied natural gas generation method comprising processing and liquefying the feed gas supplied through the feed gas supply line to produce a liquefied natural gas.
  • the supply of the feed gas to the feed gas supply line may include: supplying the first feed gas to the feed gas supply line when the pressure of the first feed gas satisfies a set pressure range, and supplying the second feed gas to the feed gas supply line. And blocking the third feed gas from being supplied to the feed gas supply line. And when the pressure of the first feed gas does not satisfy the set pressure range, at least one of the second feed gas and the third feed gas is supplied to the feed gas supply line, and the first feed gas is It may include blocking the supply to the feed gas supply line.
  • the gas re-injected into the reservoir is configured to be flowed back to recover the recovered backflow (by producing liquefied natural gas using back-flow) gas, productivity of liquefied natural gas using accompanying gas can be improved.
  • FIG. 1 is a side view schematically showing an offshore facility 100 according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a block diagram of a crude oil production offshore facility 120 constituting the offshore facility 100 according to an embodiment of the present invention.
  • 3 to 6 are views for explaining the operation of the marine installation according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is a side view of the liquefied natural gas production marine facility 140 constituting the marine facility according to an embodiment of the present invention.
  • FIG 8 is a plan view of a liquefied natural gas production marine facility 140 constituting the marine facility according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 9 is a cross-sectional view taken along line AA ′ of FIG. 7.
  • FIG. 10 is a configuration diagram of a liquefied natural gas generating unit 143 of a liquefied natural gas producing marine facility constituting the marine facilities according to an embodiment of the present invention.
  • 1 is a side view schematically showing an offshore facility 100 according to an embodiment of the present invention.
  • 2 is a block diagram of a crude oil production offshore facility 120 constituting the offshore facility 100 according to an embodiment of the present invention. 1 and 2, the marine facility 100 includes a crude oil producing marine facility 120 and a liquefied natural gas producing marine facility 140.
  • Crude oil production offshore facility 120 collects crude oil 40 including hydrocarbon mixtures in well 30 of seabed 10 via riser 32.
  • the crude oil production offshore facility 120 may include a turret apparatus, a crude oil processing apparatus 122, a gas reinjection apparatus 124, a feed gas supply unit 126, and a controller 128.
  • the turret device draws up the crude oil from the reservoir 22 in the subsea well through the riser 32, reinjects the accompanying gas into the completed and discarded empty reservoir 20, and generates the feed gas using the accompanying gas.
  • 60 may be provided to be delivered to the liquefied natural gas production offshore facility 140 side.
  • the accompanying gas is being re-injected into the reservoir 20 which has been developed and discarded.
  • the gas is not limited as illustrated and may be re-injected into the reservoir 22 being produced.
  • the turret device may be mounted and operated in a vertical opening or a moon pool provided on the bow side of the hull.
  • the crude oil processing apparatus 122 refines crude oil to produce oil, in which oil and accompanying gas are separated.
  • the accompanying gas separated in the crude oil processing apparatus 122 is provided to the gas reinjection apparatus 124 via the feed gas supply unit 126.
  • the feed gas supply unit 126 recovers a backflow gas in which the injection gas compressed by the gas reinjection device 124 flows back, and collects the feed gas (second feed gas) using the backflow gas. Configured to generate.
  • the feed gas supply unit 126 may include a compression device 1261, a dehydration device 1262, a feed gas supply line 1262, a control valve 1264, a backflow line 1265, and a first pressure reducing unit. 1266, an injection gas recovery line 1267, and a second decompression unit 1268.
  • the compression device 1261 may compress the accompanying gas to have a first target pressure to generate a first feed gas.
  • the first target pressure may be 30-200 bar (eg, 70 bar).
  • the first target pressure may be set to a pressure at which the production efficiency of Liquefied Natural Gas (LNG) by the feed gas is maximized.
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • the dehydration device 1262 may remove moisture from the accompanying gas compressed by the compression device 1261 using a molecular filter or the like to reduce hydration and prevent malfunction of various facilities and blockage of the pipeline. have.
  • the accompanying gas dehydrated by the dewatering device 1262 is provided to the feed gas supply line 1263 and the gas reinjecting device 124.
  • the first feed gas refers to an accompanying gas that flows into the feed gas supply line 1263 from the accompanying gas compressed by the compression device 1261.
  • the feed gas supply line 1263 is provided to connect between the crude oil production offshore facility 120 and the turret unit of the liquefied natural gas production offshore facility 140, thereby feeding the feed gas 60 to the liquefied natural gas production offshore facility 140. Can be delivered to.
  • the feed gas supply line 1263 is composed of a submarine pipe and a riser via the seabed 10, and is connected between a crude oil production offshore facility 120 and a liquefied natural gas production offshore facility 140. However, it may be provided to connect between the crude oil production offshore facility 120 and the liquefied natural gas production offshore facility 140 without passing through the seabed 10.
  • the control valve 1264 may be installed in the feed gas supply line 1263 to adjust the supply of the first feed gas provided through the compression device 1261 and the dehydration device 1262.
  • the first feed gas is provided to the liquefied natural gas production offshore facility 140 via a feed gas supply line 1263.
  • the closing operation of the control valve 1264 the supply of the first feed gas to the liquefied natural gas production offshore installation 140 is interrupted.
  • the control valve 1264 may be provided as an on-off valve, or may be provided as a valve that can adjust the opening degree.
  • the control valve 1264 operates by an electrical signal or hydraulic pressure, and may be provided as a valve that can be remotely controlled.
  • the gas re-injection device 124 may include a compressor 1241, an injection line 1242 and a valve unit 1243.
  • the compressor 1241 causes the accompanying gas compressed by the compression device 1261 to carry a second target pressure (eg, 100 ⁇ ) higher than the first target pressure of the compression device 1261. 2000 bar) to produce an injection gas.
  • a second target pressure eg, 100 ⁇
  • injection gas 50 compressed at high pressure by high output compressor 1241 is reinjected into reservoir 20 via injection line 1242.
  • the valve portion 1243 is installed in the injection line 1242 to control the injection of the injection gas 50.
  • the valve unit 1243 may be provided as an on-off valve or a valve that can adjust an opening degree.
  • the valve unit 1243 operates by an electric signal or hydraulic pressure, and may be provided as a valve capable of remote control.
  • the backflow line 1265 may branch from the injection line 1242 and join the feed gas supply line 1263.
  • the backflow gas 52 formed by the injection gas 50 flowing back from the reservoir 20 may be recovered through the backflow line 1265 to the feed gas supply line 1263 on the side of the crude oil production offshore facility 120.
  • the backflow line 1265 may join the downstream side of the control valve 1264 based on the feed direction of the feed gas.
  • the first pressure reducing unit 1266 is installed in the backflow line 1265, and generates the second feed gas by reducing the backflow gas 52.
  • the first decompression unit 1266 is a pressure (for example, 30-) to maximize the production efficiency of the liquefied natural gas by the feed gas pressure of the backflow gas 52 (for example, 100-2000 bar) 200 bar).
  • the first pressure reducing unit 1266 may be provided as a valve having an opening and closing function as well as a pressure reducing function.
  • the first pressure reducing unit 1266 may be provided as, for example, a choke valve.
  • a backflow gas (second feed gas) reduced in pressure at an appropriate pressure may be supplied to the feed gas supply line 1263.
  • the second feed gas is blocked without being supplied to the feed gas supply line 1263.
  • the injection gas recovery line 1267 may branch from the injection line 1242 between the compressor 1241 and the valve portion 1243 of the gas reinjection device 124 and join the feed gas supply line 1263. At least a portion of the accompanying gas (injection gas) compressed by the compressor 1241 may be returned to the feed gas supply line 1263 through the injection gas recovery line 1267.
  • the injection gas recovery line 1267 may be joined to the downstream side of the control valve 1264 based on the feed direction of the feed gas.
  • the second decompression unit 1268 is installed in the injection gas recovery line 1267 and generates a third feed gas by reducing the injection gas.
  • the second decompression unit 1268 is a pressure (for example, 100-2000 bar) of the injection gas to a pressure that can maximize the production efficiency of the liquefied natural gas by the feed gas ( For example, 30-200 bar).
  • the second pressure reducing unit 1268 may be provided as a valve having an opening and closing function as well as a pressure reducing function.
  • the second pressure reducing unit 1268 may be provided as, for example, a choke valve.
  • an injection gas (third feed gas) reduced in pressure at an appropriate pressure may be supplied to the feed gas supply line 1263.
  • the third feed gas is cut off without being supplied to the feed gas supply line 1263.
  • the feed gas supplied to the liquefied natural gas production offshore facility 140 through the feed gas supply line 1263 is the first feed gas compressed by the compression device 1261 and the backflow gas by the first decompression unit 1266. At least one of the second feed gas decompressed from the 52, and the third feed gas decompressed from the injection gas 50 by the second decompression unit 1268 may be included.
  • the liquefied natural gas production offshore facility 140 receives a feed gas 60 including at least a portion of accompanying gas from the crude oil production offshore facility 120 through a feed gas supply line 1263 and processes the supplied feed gas. And liquefy to produce liquefied natural gas.
  • Condensate 70 including heavy hydrocarbons removed in this process may be delivered to the crude oil production offshore facility 120 through the condensate transfer line 1269 for the treatment and stabilization of heavy hydrocarbons.
  • the supply of feed gas to the liquefied natural gas production offshore facility 140 may be controlled by the controller 128.
  • the controller 128 may control the supply of the feed gas 60 by controlling at least one of the control valve 1264, the valve part 1243, the first pressure reducing part 1266, and the second pressure reducing part 1268. have.
  • FIG. 3 to 6 are views for explaining the operation of the marine installation according to an embodiment of the present invention.
  • the valves in the open state are shown in shades, and the valves and lines in the closed state are shown in dashed lines.
  • the controller when the accompanying gas (first feed gas) compressed by the compression device 1261 is supplied at a normal pressure satisfying a set pressure range (for example, 70 bar), the controller ( As illustrated in FIG. 3, the control valve 1264 may open and block the first pressure reducing unit 1266 and the second pressure reducing unit 1268. Accordingly, the accompanying gas (first feed gas) compressed by the compression device 1261 through the feed gas supply line 1263 is supplied to the liquefied natural gas production offshore facility 140, and the processing for the first feed gas Liquefied natural gas is produced by liquefaction.
  • a set pressure range for example, 70 bar
  • the pressure of the first feed gas provided by the compression device 1261 may be a component or pressure of the accompanying gas separated from the crude oil processing device 122, external environmental factors such as the ambient temperature of the compression device 1261, the compression device 1261. ), Depending on factors such as errors due to aging.
  • the accompanying gas (first feed gas) compressed by the compression device 1261 does not satisfy the set pressure range (eg, 70 bar).
  • the control unit 128 shuts off the control valve 1264, as shown in FIG. 4, and the valve unit 1243 and the first pressure reducing unit 1266. And the second pressure reducing unit 1268 is operated.
  • the second feed gas decompressed from the backflow gas 52 and the third feed gas decompressed from the injection gas 50 are transferred to the liquefied natural gas production marine facility 140 through the feed gas supply line 1263. It is supplied, and liquefied natural gas is produced by processing and liquefaction with a 2nd feed gas and a 3rd feed gas.
  • the controller 128 is configured such that the pressure of the feed gas including the second feed gas and the third feed gas supplied through the feed gas supply line 1263 satisfies a set pressure range (for example, 70 bar), The decompression ratio of the decompression unit 1266 and / or the second decompression unit 1268 may be adjusted.
  • the controller 128 simultaneously performs gas re-injection for maintaining the internal pressure of the reservoir and liquefied natural gas production using the feed gas.
  • the control valve 1264 may be opened to block the first pressure reducing part 1266 and the second pressure reducing part 1268.
  • the controller 128 operates the gas re-injection device 124, blocks the first feed gas, and blocks the second feed gas even though the pressure of the first feed gas satisfies the set pressure range.
  • the third feed gas can be supplied as the feed gas.
  • the injection gas 50 will mostly be reinjected into the reservoir 20 and the backflow gas 52 may be relatively less refluxed.
  • the amount of backflow of the backflow gas 52 may also increase in proportion to the internal pressure of the reservoir 20.
  • the embodiment of the present invention when the internal pressure of the reservoir 20 is low and the internal pressure of the reservoir is required, a gas reinjection effect of a predetermined level or more can be secured, and the gas of the reservoir 20 is re-injected.
  • the backflow gas 52 which increases in proportion to the internal pressure of the reservoir 20 can be utilized, so that the accompanying gas more than necessary is transferred to the reservoir 20. It is possible to prevent inflow and waste, and to increase liquefied natural gas productivity by using the backflow gas 52 which is flowed back without being re-injected into the reservoir 20.
  • the control unit 128 blocks the control valve 1264, the valve unit 1243, and the first pressure reducing unit 1266, and operates the second pressure reducing unit 1268 as shown in FIG. 5.
  • Feed gas may be supplied to the liquefied natural gas production marine facility 140 through the feed gas supply line (1263).
  • the compressor 1241 is not intended to increase the pressure of the gas re-injected into the reservoir 20, but means for controlling the pressure of the feed gas 60 supplied through the feed gas supply line 1263 to an appropriate level. It is utilized as.
  • the control 128 may further open the control valve 1264.
  • the controller 128 adjusts the pressure of the feed gas including the first feed gas and the third feed gas supplied through the feed gas supply line 1263 to satisfy a set pressure range (for example, 70 bar).
  • the opening degree of the valve 1264 may be adjusted, or the decompression level of the second decompression unit 1268 may be adjusted.
  • the control unit 128 blocks the control valve 1264 and the first pressure reducing unit 1266, as shown in FIG. 6, and the valve unit 1243. And the first pressure reducing unit 1266 to operate to supply the second feed gas to the liquefied natural gas production marine facility 140 through the feed gas supply line 1263.
  • the control unit 128 may further open the control valve 1264.
  • the controller 128 adjusts the pressure of the feed gas including the first feed gas and the third feed gas supplied through the feed gas supply line 1263 to satisfy a set pressure range (for example, 70 bar).
  • the opening degree of the valve 1264 may be adjusted or the decompression level of the first decompression unit 1266 may be adjusted.
  • the feed gas is generated by utilizing the configuration of the gas re-injection apparatus 124 provided for compressing and reinjecting the accompanying gas. Since the liquefied natural gas can be generated using the gas, the utility of the accompanying gas can be improved by utilizing the accompanying gas for gas reinjection or liquefied natural gas production according to various circumstances. In addition, it is possible to select and utilize various feed gases (first to third feed gases), widen the adjustment range of the feed gas pressure, control the feed gas pressure precisely and efficiently, and improve the production efficiency of liquefied natural gas. It can be maximized. According to an embodiment of the present invention, the liquefied natural gas produced using the accompanying gas can be transported by a small LNG transporter or the like, or exported for economic use.
  • Crude oil production offshore facilities may be provided with a crude oil storage tank, an offloading unit for unloading crude oil stored in the crude oil storage tank.
  • the offloading unit may be provided on the side of the hull to supply crude oil contained in the crude oil storage tank to a crude oil carrier or where necessary.
  • the offloading unit may include a plurality of loading arms to supply crude oil contained in the crude oil storage tank to a transport ship.
  • a mooring device may be provided in the crude oil producing offshore plant for mooring the crude oil producing offshore plant or the crude oil transport ship.
  • the mooring device may include a wire, a drum on which the wire is wound, a drive motor for rotating the drum, and a hook for binding the wire to the hull.
  • the present invention is not limited thereto, and various methods and devices capable of realizing stable mooring of the hull may be employed.
  • the liquefied natural gas has been described for the example produced in the liquefied natural gas production offshore installation, when the liquefied natural gas generating unit is provided in the crude oil producing offshore installation, the feed gas is liquefied natural in the crude oil producing offshore installation It can also be delivered to a gas generating unit to produce liquefied natural gas.
  • the crude oil generating offshore facility may be further provided with an LNG storage tank.
  • FIG. 7 is a side view of the liquefied natural gas production marine facility 140 constituting the marine facility according to an embodiment of the present invention.
  • 8 is a plan view of a liquefied natural gas production marine facility 140 constituting the marine facility according to an embodiment of the present invention.
  • 9 is a cross-sectional view taken along line AA ′ of FIG. 7.
  • the LNG production marine facility 140 includes a hull 141, a turret unit 142 installed on the hull 141, a liquefied natural gas generating unit 143, and a plurality of LNG.
  • Storage tank 144, off-loading unit 145 and the cooling control unit 146 may be provided.
  • the liquefied natural gas production offshore installation 140 may be provided as a small offshore installation consisting of a minimum number of modules.
  • the topside module of the liquefied natural gas production offshore facility 140 may be operated to have an LNG production capacity of, for example, 0.8-1.0 MTPA (annual average yield).
  • the turret unit 142 may be provided to receive the feed gas 60 provided through the feed gas supply line 1263 from the crude oil production offshore facility 120.
  • the turret unit 142 may be mounted and operated in a vertical opening or a moon pool provided at the bow side of the hull 141.
  • the liquefied natural gas generation unit 143 processes and liquefies the feed gas supplied from the crude oil production offshore facility 120 to produce liquefied natural gas.
  • 10 is a configuration diagram of a liquefied natural gas generating unit 143 of a liquefied natural gas producing marine facility constituting the marine facilities according to an embodiment of the present invention.
  • the liquefied natural gas generating unit 143 includes an injection unit 1431, an acidic gas removal unit 1432, a dehydration and mercury removal unit 1433, a liquefaction unit 1434, and a heavy hydrocarbon removal unit ( 1436).
  • the injection unit 1431 receives the feed gas supplied through the feed gas supply line 1263 from the turret unit 142.
  • injection The unit 1431 may include a heating unit for heating the feed gas to an appropriate temperature for gas treatment.
  • the acidic gas removal unit 1432 removes the acidic gas from the heated feed gas provided from the injection unit 1431.
  • the acidic gas removal unit 1432 can remove impurities such as carbon dioxide and sulfur contained in the feed gas by an amine adsorption process or the like.
  • the dehydration and mercury removal unit 1433 removes moisture by regenerative molecular sieve beds and the like to prevent freezing of the liquid and to protect the aluminum installation used in the liquefaction unit 1434.
  • the dehydration and mercury removal unit 1433 may remove mercury from the moisture-removed dry gas using a non-regenerative metal sulphide adsorbent bed.
  • the dehydration and mercury removal unit 1433 removes moisture so that the feed gas satisfies the H 2 O condition of 1 ppmv or less, and mercury is removed to a level of 0.01 microgram / Sm 3 .
  • the liquefaction unit 1434 liquefies the feed gas from which moisture and mercury were removed to generate liquefied natural gas.
  • the liquefaction unit 1434 may include a compressor for pressurizing the feed gas and a cooler for cooling the heated boil-off gas while passing through the compressor, and the feed gas by heat exchange between the pressurized gas and the refrigerant supplied by the cooling plant. Can be liquefied.
  • the cooling plant may include a compressor, a condenser, an expander, and an evaporator, and may sequentially cool the refrigerant to each component to generate a cryogenic refrigerant.
  • the heavy hydrocarbon removal unit 1434 removes the heavy hydrocarbons from the fluid produced by the liquefaction unit 1434.
  • condensates comprising bihydrocarbons may be delivered to the crude oil production offshore facility 140 via the condensate transfer line 1269.
  • the liquefied natural gas produced by the liquefaction unit 1434 may be supplied to and accommodated in a plurality of LNG storage units (storage tanks). 7 to 9, the plurality of storage tanks 144 stores liquefied natural gas and is provided in one row along the longitudinal direction of the hull 141 from the port to the starboard without a centerline bulkhead. Can be.
  • the plurality of storage tanks 144 may be provided as a low capacity tank of approximately 40,000 m 3 .
  • a plurality of storage tanks are arranged in a plurality of rows such as two or three rows in order to minimize structural stability of the topside facility arrangement and sloshing load generated at sea.
  • the topside facility of the liquefied natural gas production marine facility 140 is provided with a specification of 0.8-1.0 MTPA (annual average yield), so that the hull 141 is stored for miniaturization or compactness Tanks 144 may be arranged in one row along the longitudinal direction of the hull 141.
  • the storage tank 144 may be provided as a cargo hold of the membrane type insulated to minimize the vaporization of the liquefied natural gas received therein by the external heat intrusion.
  • the storage tank 144 may be formed of a Mark III membrane type, but is not limited thereto.
  • a delivery pump for transmitting liquefied natural gas to the outside may be provided inside the storage tank 144 so as to easily supply the liquefied natural gas contained therein.
  • the offloading unit 145 is provided at the side portion of the hull 141 to supply the liquefied natural gas contained in the storage tank 144 to the need.
  • the offloading unit 145 may include a plurality of loading arms to supply the liquefied natural gas contained in the storage tank 144 to the liquefied natural gas transport ship (LNG Carrier).
  • LNG carriers can be provided by small vessels and can transport LNG to geographically close LNG plants or LNG storage facilities.
  • Each loading arm may be provided including a multi-pipe, a flexible pipe, etc. in which a plurality of arms are hinged to be coupled to a pipeline of various sizes and shapes.
  • the loading arm may be provided with a fluid line and an evaporation gas line for smooth transfer of the liquefied natural gas, and the inlet side end of the loading arm is connected to a delivery pump inside the storage tank to accommodate the liquefied natural gas contained in the storage tank 144.
  • Received, but the outlet side end of the loading arm may be provided with a cryogenic connector to be stably coupled with the pipeline of the need.
  • a mooring device may be provided for mooring a LNG facility or an LNG carrier.
  • the mooring device may include a wire, a drum on which the wire is wound, a driving motor for rotating the drum, and a hook for binding the wire with the hull 141.
  • the present invention is not limited thereto, and various methods and devices capable of implementing stable mooring of the hull 141 may be employed.
  • Unexplained reference numerals 148, 149, 150, and 151 are located on the sides of residential quarters, ballast tanks filled with ballast water, and storage tanks 144, where residents who work in the LNG facility offshore facilities are located. It is a flare tower for combusting the formed cofferdam, waste gas generated during gas treatment and liquefaction.

Landscapes

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Abstract

수반 가스를 이용하여 액화천연가스를 생산하는 해양 설비가 개시된다. 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비는 해저웰로부터 수집된 원유를 정유하여 오일을 생산하는 원유 처리 장치와, 원유 정유 과정에서 분리된 수반 가스를 압축하여 리저버(reservoir)로 재주입시키는 가스 재주입 장치를 갖는 원유 생산 해양 설비; 및 원유 생산 해양 설비로부터 수반 가스 중의 적어도 일부를 포함하는 피드 가스를 공급받고, 피드 가스를 처리하고 액화하여 액화천연가스를 생산하는 액화천연가스 생산 해양 설비를 포함한다. 원유 생산 해양 설비는 가스 재주입 장치에 의해 압축된 주입 가스가 역류되어 형성되는 백플로우 가스를 회수하고, 백플로우 가스를 이용하여 피드 가스를 생성하는 피드가스 공급부를 구비한다. 본 발명의 실시 예에 의하면, 수반 가스를 압축한 가스(주입 가스)를 리저버로 재주입하는 해양 설비에 있어서, 리저버로 재주입된 가스가 역류되어 회수될 수 있도록 구성하고, 회수된 백플로우(back-flow) 가스를 이용하여 액화천연가스를 생산함으로써, 수반 가스를 이용한 액화천연가스의 생산성을 향상시킬 수 있다.

Description

해양 설비, 부유식 원유 생산 설비 및 액화천연가스 생성 방법
본 발명은 해양 설비, 부유식 원유 생산 설비 및 액화천연가스 생성 방법에 관한 것으로, 보다 상세하게는 수반 가스를 이용하여 액화천연가스를 생성하는 해양 설비, 이의 부유식 원유 생산 설비 및 이에 의한 액화천연가스 생성 방법에 관한 것이다.
부유식 원유 생산 저장 하역 설비(Floating Production Storage Offloading)는 해저 유전에서 원유를 뽑아 올리고, 정제 처리하여 정유 제품을 생산하여 보관하고, 타 선박에 이송하는 해상 복합 구조물이다. 원유 정제 과정에서, 원유는 오일과 수반 가스로 분리된다. 대부분의 유전에서 수반 가스는 태워지거나, 혹은 개발 완료되어 버려지고 비어 있는 다른 리저버로 재주입된다. 해양 설비에서 원유로부터 분리되는 수반 가스가 리저버의 압력 유지에 필요한 일정 수준 이상으로 배출되는 경우, 해당 일정 수준을 초과하는 만큼 수반 가스는 해저에 버려지게 되는 반면, 가스 재주입에 소요되는 비용은 필요 이상으로 증가하게 된다.
본 발명은 수반 가스를 압축시킨 가스(주입 가스)를 리저버에 재주입시키는 해양 설비에 있어서, 리저버로 주입된 가스가 역류될 수 있도록 구성하여 백플로우(back-flow) 가스를 회수하고, 회수된 백플로우 가스를 이용하여 액화천연가스를 생산하는 해양 설비, 이의 부유식 원유 생산 설비 및 이에 의한 액화천연가스 생성 방법을 제공한다.
본 발명이 해결하고자 하는 과제는 이상에서 언급된 과제로 제한되지 않는다. 언급되지 않은 다른 기술적 과제들은 이하의 기재로부터 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.
본 발명의 일 측면에 따른 해양 설비는 해저웰에서 원유를 수집하고 정유하여 오일을 생산하는 원유 처리 장치와, 원유 정유 과정에서 분리된 수반 가스를 압축하여 리저버(reservoir)로 재주입시키는 가스 재주입 장치를 갖는 원유 생산 해양 설비; 및 상기 원유 생산 해양 설비로부터 상기 수반 가스 중의 적어도 일부를 포함하는 피드 가스를 공급받고, 공급된 피드 가스를 처리하고 액화하여 액화천연가스를 생산하는 액화천연가스 생산 해양 설비를 포함한다.
상기 원유 생산 해양 설비는 상기 가스 재주입 장치에 의해 압축된 주입 가스가 역류되는 백플로우 가스를 회수하고, 상기 백플로우 가스를 이용하여 상기 피드 가스를 생성하는 피드가스 공급부를 구비한다.
상기 피드가스 공급부는 상기 수반 가스를 제1 목표 압력을 갖도록 압축하여 제1 피드 가스를 생성하는 압축 장치를 포함하고, 상기 가스 재주입 장치는: 상기 압축 장치에 의해 압축된 수반 가스를 상기 제1 목표 압력보다 높은 제2 목표 압력을 갖도록 압축하여 상기 주입 가스를 생성하는 압축기를 포함하고, 상기 피드 가스는 상기 제1 피드 가스, 상기 백플로우 가스로부터 감압된 제2 피드 가스, 및 상기 주입 가스로부터 감압된 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 포함할 수 있다.
상기 가스 재주입 장치는 상기 주입 가스를 상기 리저버로 재주입시키는 주입 라인을 더 포함하고, 상기 피드가스 공급부는: 상기 피드 가스를 상기 액화천연가스 생산 해양 설비로 전달하는 피드가스 공급라인; 상기 주입 라인으로부터 분기되어 상기 피드가스 공급라인으로 합류되고, 상기 백플로우 가스를 상기 원유 생산 해양 설비로 회수하는 백플로우 라인; 및 상기 백플로우 라인에 설치되고, 상기 백플로우 가스를 감압하여 상기 제2 피드 가스를 생성하는 제1 감압부를 더 포함할 수 있다.
상기 가스 재주입 장치는 상기 주입 라인에 설치되어 상기 주입 가스의 주입을 조절하는 밸브부를 더 포함하고, 상기 피드가스 공급부는: 상기 압축기와 상기 밸브부 사이에서 상기 주입 라인으로부터 분기되어 상기 피드가스 공급라인으로 합류되는 주입가스 회수라인; 및 상기 주입가스 회수라인에 설치되고, 상기 주입 가스를 감압하여 상기 제3 피드 가스를 생성하는 제2 감압부를 더 포함할 수 있다.
상기 제1 감압부 또는 상기 제2 감압부는 초크 밸브를 포함할 수 있다.
상기 피드가스 공급부는: 상기 피드가스 공급라인에 설치되어 상기 제1 피드 가스의 공급을 조절하는 조절 밸브를 더 포함하고, 상기 백플로우 라인 및 상기 주입가스 회수라인은 각각 상기 피드 가스의 공급 방향을 기준으로 상기 조절 밸브의 하류 측에 합류될 수 있다.
상기 원유 생산 해양 설비는: 상기 제1 피드 가스의 압력에 따라, 상기 조절 밸브, 상기 밸브부, 상기 제1 감압부, 및 상기 제2 감압부 중의 적어도 하나를 제어하는 제어부를 더 포함할 수 있다.
상기 제어부는: 상기 제1 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위를 만족하는 경우, 상기 제1 피드 가스가 상기 액화천연가스 생산 해양 설비로 공급되도록 상기 조절 밸브를 개방하고, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스의 공급을 차단하며, 상기 제1 피드 가스의 압력이 상기 설정된 압력 범위를 만족하지 않는 경우, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스 중의 적어도 하나가 상기 액화천연가스 생산 해양 설비로 공급되도록 상기 제1 감압부 및 상기 제2 감압부 중의 적어도 하나를 작동시키고, 상기 조절 밸브를 차단할 수 있다.
상기 액화천연가스 생산 해양 설비는: 상기 피드 가스를 공급받는 터렛 유닛; 상기 피드 가스를 처리하고 액화시켜 액화천연가스를 생산하는 액화천연가스 생성 유닛; 및 상기 액화천연가스를 저장하고, 상기 선체의 길이 방향을 따라 1열로 마련되는 복수개의 저장탱크를 포함할 수 있다.
상기 액화천연가스 생성 유닛은: 상기 피드 가스를 설정 온도로 가열하는 가열부를 포함하는 주입 유닛; 상기 주입 유닛으로부터 제공되는 가열된 피드 가스에서 산성 가스를 제거하는 산성가스 제거 유닛; 상기 산성 가스가 제거된 피드 가스에서 수분 및 수은을 제거하는 탈수 및 수은제거 유닛; 및 상기 수분 및 수은이 제거된 피드 가스를 액화하여 액화천연가스를 생성하는 액화 유닛을 포함하며, 상기 액화천연가스 생산 해양 설비는: 상기 액화 유닛에 의해 생성된 유체에서 중탄화수소를 제거하는 중탄화수소 제거 유닛; 및 상기 중탄화수소의 처리 및 안정화를 위해 상기 중탄화수소를 포함하는 콘덴세이트를 상기 원유 생산 해양 설비로 전달하는 콘덴세이트 이송라인을 더 포함할 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 해저웰에서 원유를 뽑아 올리는 터렛 장치; 상기 원유를 정유하여 오일을 생산하는 원유 처리 장치; 상기 원유 처리 장치에 의해 생산된 오일을 저장하는 오일 저장 장치; 상기 원유 처리 장치의 원유 정유 과정에서 분리된 수반 가스를 압축하여 주입 가스를 생성하고, 상기 주입 가스를 리저버(reservoir)로 재주입시키는 가스 재주입 장치; 및 상기 주입 가스가 역류되는 백플로우 가스를 회수하고, 상기 백플로우 가스를 이용하여 피드 가스를 생성하고, 상기 피드 가스를 액화천연가스 생산 유닛 측으로 공급하는 피드가스 공급부를 포함하는 부유식 원유 생산 설비가 제공된다.
상기 피드가스 공급부는: 상기 수반 가스를 압축하여 제1 피드 가스를 생성하는 압축 장치; 및 상기 제1 피드 가스를 상기 액화천연가스 생산 유닛 측으로 전달하는 피드가스 공급라인을 포함하고, 상기 가스 재주입 장치는: 상기 압축 장치에 의해 압축된 수반 가스를 압축하여 상기 주입 가스를 생성하는 압축기를 포함하고, 상기 피드 가스는 상기 제1 피드 가스, 상기 백플로우 가스로부터 감압된 제2 피드 가스, 및 상기 주입 가스로부터 감압된 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 포함할 수 있다.
상기 가스 재주입 장치는: 상기 주입 가스를 상기 리저버로 재주입시키는 주입 라인; 및 상기 주입 라인에 설치되어 상기 주입 가스의 주입을 조절하는 밸브부를 포함하고, 상기 피드가스 공급부는: 상기 피드가스 공급라인에 설치되어 상기 제1 피드 가스의 공급을 조절하는 조절 밸브; 상기 주입 라인으로부터 분기되고, 상기 백플로우 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 회수하는 백플로우 라인; 상기 백플로우 라인에 설치되고, 상기 백플로우 가스를 감압하여 상기 제2 피드 가스를 생성하는 제1 감압부; 상기 압축기와 상기 밸브부 사이에서 상기 주입 라인으로부터 분기되고, 상기 주입 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 회수하는 주입가스 회수라인; 및 상기 주입가스 회수라인에 설치되고, 상기 주입 가스를 감압하여 상기 제3 피드 가스를 생성하는 제2 감압부를 더 포함할 수 있다.
본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 원유 생산 해양 설비가 해저웰에서 원유를 수집하고 정유하여 오일과 수반 가스로 분리하는 것; 상기 수반 가스를 제1 목표 압력을 갖도록 압축하여 제1 피드 가스를 생성하고, 상기 제1 피드 가스를 피드가스 공급라인 측으로 제공하는 것; 상기 제1 피드 가스를 제2 목표 압력을 갖도록 압축하여 주입 가스를 생성하고, 상기 주입 가스를 리저버(reservoir)로 재주입시키는 것; 상기 주입 가스가 역류되는 백플로우 가스를 감압하여 제2 피드 가스를 생성하고, 상기 제2 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인 측으로 회수하는 것; 상기 주입 가스를 감압하여 제3 피드 가스를 생성하고, 제3 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인 측으로 회수하는 것; 상기 제1 피드 가스, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 포함하는 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하는 것; 그리고 상기 피드가스 공급라인을 통해 공급되는 상기 피드 가스를 처리하고 액화하여 액화천연가스를 생성하는 것을 포함하는 액화천연가스 생성 방법이 제공된다.
상기 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하는 것은: 상기 제1 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위를 만족하는 경우, 상기 제1 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하고, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스가 상기 피드가스 공급라인으로 공급되지 않도록 차단하는 것; 그리고 상기 제1 피드 가스의 압력이 상기 설정된 압력 범위를 만족하지 않는 경우, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하고, 상기 제1 피드 가스가 상기 피드가스 공급라인으로 공급되지 않도록 차단하는 것을 포함할 수 있다.
본 발명의 실시 예에 의하면, 수반 가스를 압축한 가스(주입 가스)를 리저버로 재주입하는 해양 설비에 있어서, 리저버로 재주입된 가스가 역류되어 회수될 수 있도록 구성하고, 회수된 백플로우(back-flow) 가스를 이용하여 액화천연가스를 생산함으로써, 수반 가스를 이용한 액화천연가스의 생산성을 향상시킬 수 있다.
본 발명의 효과는 상술한 효과들로 제한되지 않는다. 언급되지 않은 효과들은 본 명세서 및 첨부된 도면으로부터 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 명확히 이해될 수 있을 것이다.
도 1은 본 발명의 일 실시 예에 따른 해양 설비(100)를 개략적으로 보여주는 측면도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시 예에 따른 해양 설비(100)를 구성하는 원유 생산 해양 설비(120)의 구성도이다.
도 3 내지 도 6은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비의 동작을 설명하기 위한 도면이다.
도 7은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비를 구성하는 액화천연가스 생산 해양 설비(140)의 측면도이다.
도 8은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비를 구성하는 액화천연가스 생산 해양 설비(140)의 평면도이다.
도 9는 도 7의 A-A' 선에 따른 단면도이다.
도 10은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비를 구성하는 액화천연가스 생산 해양 설비의 액화천연가스 생성 유닛(143)의 구성도이다.
본 발명의 다른 이점 및 특징, 그리고 그것들을 달성하는 방법은 첨부되는 도면과 함께 상세하게 후술하는 실시 예를 참조하면 명확해질 것이다. 그러나 본 발명은 이하에서 개시되는 실시 예에 한정되지 않으며, 본 발명은 청구항의 범주에 의해 정의될 뿐이다. 만일 정의되지 않더라도, 여기서 사용되는 모든 용어들(기술 혹은 과학 용어들을 포함)은 이 발명이 속한 종래 기술에서 보편적 기술에 의해 일반적으로 수용되는 것과 동일한 의미를 갖는다. 공지된 구성에 대한 일반적인 설명은 본 발명의 요지를 흐리지 않기 위해 생략될 수 있다. 본 발명의 도면에서 동일하거나 상응하는 구성에 대하여는 가급적 동일한 도면부호가 사용된다. 본 발명의 이해를 돕기 위하여, 도면에서 일부 구성은 다소 과장되거나 축소되어 도시될 수 있다.
본 출원에서 사용한 용어는 단지 특정한 실시 예를 설명하기 위해 사용된 것으로, 본 발명을 한정하려는 의도가 아니다. 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한, 복수의 표현을 포함한다. 본 출원에서, "포함하다", "가지다" 또는 "구비하다" 등의 용어는 명세서상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다.
도 1은 본 발명의 일 실시 예에 따른 해양 설비(100)를 개략적으로 보여주는 측면도이다. 도 2는 본 발명의 일 실시 예에 따른 해양 설비(100)를 구성하는 원유 생산 해양 설비(120)의 구성도이다. 도 1 및 도 2를 참조하면, 해양 설비(100)는 원유 생산 해양 설비(120)와, 액화천연가스 생산 해양 설비(140)를 포함한다.
원유 생산 해양 설비(120)는 라이저(32)를 통해 해저(10)의 웰(30)에서 탄화수소 혼합물을 포함하는 원유(40)를 수집한다. 원유 생산 해양 설비(120)는 터렛 장치, 원유 처리 장치(122)와, 가스 재주입 장치(124), 피드가스 공급부(126), 및 제어부(128)를 포함할 수 있다.
터렛 장치는 라이저(32)를 통해 해저 웰에서 리저버(22)로부터 원유를 뽑아 올리고, 수반 가스를 개발 완료되어 버려지고 비어 있는 리저버(20)로 재주입시키고, 수반 가스를 이용하여 생성된 피드 가스(60)를 액화천연가스 생산 해양 설비(140) 측으로 전달할 수 있도록 제공될 수 있다. 도 1의 예에서, 수반 가스는 개발 완료되어 버려진 리저버(20)로 재주입되고 있으나, 도시된 바와 같이 제한되는 것은 아니고, 수반 가스를 생산 중인 리저버(22)에 재주입시키는 것도 가능하다. 터렛 장치는 선체의 선수 측에 마련되는 수직 개구부 또는 문풀(Moon pool)에 장착되어 운용될 수 있다.
원유 처리 장치(122)는 원유를 정제하여 오일을 생산하며, 이 과정에서 오일과 수반 가스가 분리된다. 원유 처리 장치(122)에서 분리된 수반 가스는 피드가스 공급부(126)를 거쳐서 가스 재주입 장치(124)로 제공된다.
피드가스 공급부(126)는 가스 재주입 장치(124)에 의해 압축된 주입 가스가 역류되는 백플로우(back-flow) 가스를 회수하고, 백플로우 가스를 이용하여 피드 가스(제2 피드 가스)를 생성하도록 구성된다.
일 실시 예에 있어서, 피드가스 공급부(126)는 압축 장치(1261), 탈수 장치(1262), 피드가스 공급라인(1263), 조절 밸브(1264), 백플로우 라인(1265), 제1 감압부(1266), 주입가스 회수라인(1267) 및 제2 감압부(1268)를 포함할 수 있다.
압축 장치(1261)는 수반 가스를 제1 목표 압력을 갖도록 압축하여 제1 피드 가스를 생성할 수 있다. 일 실시 예로, 제1 목표 압력은 30-200 bar(예를 들어, 70 bar)일 수 있다. 제1 목표 압력은 피드 가스에 의한 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)의 생산 효율이 최대가 되는 압력으로 설정될 수 있다.
탈수 장치(1262)는 하이드레이트(Hydrate) 발생을 줄여 각종 설비의 고장 및 파이프라인의 막힘을 방지하기 위하여, 분자여과기 등을 이용하여 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스에서 수분을 제거할 수 있다. 탈수 장치(1262)에 의해 탈수된 수반 가스는 피드가스 공급라인(1263)과, 가스 재주입 장치(124)로 제공된다. 제1 피드 가스는 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스 중에서 피드가스 공급라인(1263)으로 유입되는 수반 가스를 의미한다.
피드가스 공급라인(1263)은 원유 생산 해양 설비(120)와 액화천연가스 생산 해양 설비(140)의 터렛 유닛 사이를 연결하도록 제공되어, 피드 가스(60)를 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 전달할 수 있다.
도 1에 도시된 예에서, 피드가스 공급라인(1263)은 해저(10)를 경유하여 해저파이프와 라이저 등으로 이루어져 원유 생산 해양 설비(120)와 액화천연가스 생산 해양 설비(140) 간에 연결되어 있으나, 해저(10)를 경유하지 않은 채로 원유 생산 해양 설비(120)와 액화천연가스 생산 해양 설비(140) 간을 연결하도록 제공될 수도 있다.
조절 밸브(1264)는 피드가스 공급라인(1263)에 설치되어, 압축 장치(1261)와 탈수 장치(1262)를 경유하여 제공되는 제1 피드 가스의 공급을 조절할 수 있다. 조절 밸브(1264)의 개방 작동시, 상기 제1 피드 가스는 피드가스 공급라인(1263)을 통해 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 제공된다. 조절 밸브(1264)의 폐쇄 작동시, 상기 제1 피드 가스의 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로의 공급은 차단된다. 조절 밸브(1264)는 개폐밸브로 제공되거나, 개도 조절이 가능한 밸브로 제공될 수 있다. 조절 밸브(1264)는 전기적 신호 또는 유압 등에 의하여 작동하며, 원격 제어가 가능한 밸브로 제공될 수 있다.
일 실시 예로, 가스 재주입 장치(124)는 압축기(1241)와, 주입 라인(1242) 및 밸브부(1243)를 포함할 수 있다.
리저버(20)로의 가스 재주입을 위하여, 압축기(1241)는 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스를 압축 장치(1261)의 제1 목표 압력보다 높은 제2 목표 압력(예를 들어, 100-2000 bar)을 갖도록 압축하여 주입 가스를 생성할 수 있다.
고출력의 압축기(1241)에 의하여 높은 압력으로 압축된 수반 가스(주입 가스, 50)는 주입 라인(1242)을 통해 리저버(20)로 재주입된다.
밸브부(1243)는 주입 라인(1242)에 설치되어 주입 가스(50)의 주입을 조절한다. 밸브부(1243)는 개폐밸브로 제공되거나, 개도 조절이 가능한 밸브로 제공될 수 있다. 밸브부(1243)는 전기적 신호 또는 유압 등에 의하여 작동하며, 원격 제어가 가능한 밸브로 제공될 수 있다.
백플로우 라인(1265)은 주입 라인(1242)으로부터 분기되어 피드가스 공급라인(1263)으로 합류될 수 있다. 주입 가스(50)가 리저버(20)에서 역류되어 형성된 백플로우 가스(52)는 백플로우 라인(1265)을 통해 원유 생산 해양 설비(120) 측의 피드가스 공급라인(1263)으로 회수될 수 있다. 백플로우 라인(1265)은 피드 가스의 공급 방향을 기준으로 조절 밸브(1264)의 하류 측에 합류될 수 있다.
제1 감압부(1266)는 백플로우 라인(1265)에 설치되고, 백플로우 가스(52)를 감압하여 제2 피드 가스를 생성한다. 제1 감압부(1266)는 백플로우 가스(52)의 압력(예를 들어, 100-2000 bar)을 피드 가스에 의한 액화천연가스의 생산 효율을 최대화할 수 있는 압력(예를 들어, 30-200 bar)으로 감소시킬 수 있다.
제1 감압부(1266)는 감압 기능뿐 아니라, 개폐 기능을 갖는 밸브로 제공될 수 있다. 제1 감압부(1266)는 예를 들어, 초크 밸브(choke valve)로 제공될 수 있다. 제1 감압부(1266)의 작동시, 적정 압력으로 감압된 백플로우 가스(제2 피드 가스)가 피드가스 공급라인(1263)으로 공급될 수 있다. 제1 감압부(1266)의 폐쇄 작동시, 제2 피드 가스는 피드가스 공급라인(1263)으로 공급되지 않고 차단된다.
주입가스 회수라인(1267)은 가스 재주입 장치(124)의 압축기(1241)와 밸브부(1243) 사이의 주입 라인(1242)으로부터 분기되어 피드가스 공급라인(1263)으로 합류될 수 있다. 압축기(1241)에 의해 압축된 수반 가스(주입 가스) 중의 적어도 일부는 주입가스 회수라인(1267)을 통해 피드가스 공급라인(1263)으로 환류될 수 있다. 주입가스 회수라인(1267)은 피드 가스의 공급 방향을 기준으로 조절 밸브(1264)의 하류 측에 합류될 수 있다.
제2 감압부(1268)는 주입가스 회수라인(1267)에 설치되고, 주입 가스를 감압하여 제3 피드 가스를 생성한다. 제1 감압부(1266)와 마찬가지로, 제2 감압부(1268)는 주입 가스의 압력(예를 들어, 100-2000 bar)을 피드 가스에 의한 액화천연가스의 생산 효율을 최대화할 수 있는 압력(예를 들어, 30-200 bar)으로 감소시킬 수 있다.
제2 감압부(1268)는 감압 기능뿐 아니라, 개폐 기능을 갖는 밸브로 제공될 수 있다. 제2 감압부(1268)는 예를 들어, 초크 밸브(choke valve)로 제공될 수 있다. 제2 감압부(1268)의 작동시, 적정 압력으로 감압된 주입 가스(제3 피드 가스)가 피드가스 공급라인(1263)으로 공급될 수 있다. 제2 감압부(1268)의 폐쇄 작동시, 제3 피드 가스는 피드가스 공급라인(1263)으로 공급되지 않고 차단된다.
피드가스 공급라인(1263)을 통해 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 공급되는 피드 가스는 압축 장치(1261)에 의해 압축된 제1 피드 가스, 제1 감압부(1266)에 의해 백플로우 가스(52)로부터 감압된 제2 피드 가스, 및 제2 감압부(1268)에 의해 주입 가스(50)로부터 감압된 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 포함할 수 있다.
액화천연가스 생산 해양 설비(140)는 원유 생산 해양 설비(120)로부터 수반 가스 중의 적어도 일부를 포함하는 피드 가스(60)를 피드가스 공급라인(1263)을 통해 공급받고, 공급된 피드 가스를 처리하고 액화하여 액화천연가스를 생산한다.
액화천연가스 생산 해양 설비(140)에서의 피드 가스를 처리하고 액화하는 과정에서, 피드 가스로부터 액화된 유체에서 중탄화수소가 제거된다. 이 과정에서 제거된 중탄화수소를 포함하는 콘덴세이트(70)는 중탄화수소의 처리 및 안정화를 위해, 콘덴세이트 이송라인(1269)을 통해 원유 생산 해양 설비(120)로 전달될 수 있다.
액화천연가스 생산 해양 설비(140)로의 피드 가스의 공급은 제어부(128)에 의해 제어될 수 있다. 제어부(128)는 조절 밸브(1264), 밸브부(1243), 제1 감압부(1266), 및 제2 감압부(1268) 중의 적어도 하나를 제어하여, 피드 가스(60)의 공급을 조절할 수 있다.
도 3 내지 도 6은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비의 동작을 설명하기 위한 도면이다. 도 3 내지 도 6에서, 개방 상태의 밸브는 음영으로 도시되고, 차단 상태의 밸브 및 라인은 점선으로 도시된다.
도 1 내지 도 3을 참조하면, 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스(제1 피드 가스)가 설정된 압력 범위(예를 들어, 70 bar)를 만족하는 정상적인 압력으로 공급되는 경우, 제어부(128)는 도 3의 도시와 같이, 조절 밸브(1264)를 개방하고, 제1 감압부(1266) 및 제2 감압부(1268)를 차단할 수 있다. 이에 따라 피드가스 공급라인(1263)을 통해 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스(제1 피드 가스)가 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 공급되고, 제1 피드 가스에 대한 처리 및 액화에 의해 액화천연가스가 생산된다.
압축 장치(1261)에 의해 제공되는 제1 피드 가스의 압력은 원유 처리 장치(122)에서 분리된 수반 가스의 성분이나 압력, 압축 장치(1261)의 주변 온도와 같은 외부 환경 요인, 압축 장치(1261)의 노후화에 따른 오차 등의 요인에 의존적으로 변화할 수 있다.
도 1, 도 2 및 도 4를 참조하면, 다양한 요인으로 인하여, 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스(제1 피드 가스)가 설정된 압력 범위(예를 들어, 70 bar)를 만족하지 않는 경우, 예컨대, 제1 피드 가스의 압력이 70 bar 미만인 경우, 제어부(128)는 도 4의 도시와 같이, 조절 밸브(1264)를 차단하고, 밸브부(1243), 제1 감압부(1266) 및 제2 감압부(1268)를 작동시킨다.
이에 따라 피드가스 공급라인(1263)을 통해, 백플로우 가스(52)로부터 감압된 제2 피드 가스와, 주입 가스(50)로부터 감압된 제3 피드 가스가 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 공급되고, 제2 피드 가스 및 제3 피드 가스에 대한 처리 및 액화에 의해 액화천연가스가 생산된다.
제어부(128)는 피드가스 공급라인(1263)을 통해 공급되는 제2 피드 가스와 제3 피드 가스를 포함하는 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위(예를 들어, 70 bar)를 만족하도록, 제1 감압부(1266) 및/또는 제2 감압부(1268)의 감압율을 조절할 수도 있다.
제어부(128)는 제1 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위를 만족하는 경우라고 하더라도, 리저버 내부 압력 유지를 위한 가스 재주입과, 피드 가스를 이용한 액화천연가스 생산을 동시에 행하기 위하여, 도 4와 같이 조절 밸브(1264)를 개방하고, 제1 감압부(1266) 및 제2 감압부(1268)를 차단할 수도 있다.
일 실시 예로, 리저버 내부 압력이 기준값 미만으로 내려갈 위험이 있는 것으로 예상되는 경우, 예컨대, 가스 재주입 장치(124)의 가동이 설정된 시간 이상응로 장시간 중단되었거나, 리저버 내부 압력의 계측값이 기준값 미만인 것으로 분석되는 등의 경우에, 제어부(128)는 제1 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위를 만족함에 불구하고 가스 재주입 장치(124)를 가동시키고, 제1 피드 가스를 차단하고, 제2 피드 가스와 제3 피드 가스를 피드 가스로서 공급할 수 있다.
리저버(20)의 내부 압력이 과도하게 낮은 경우, 주입 가스(50)는 대부분 리저버(20)로 재주입되고, 백플로우 가스(52)는 비교적 적게 역류될 수 있다. 리저버(20)에 수반 가스가 재주입되면서 리저버(20)의 내부 압력이 상승하면, 리저버(20)의 내부 압력에 비례하여, 백플로우 가스(52)의 역류량 또한 증가할 수 있다.
따라서, 본 발명의 실시 예에 의하면, 리저버(20)의 내부 압력이 낮아 리저버 내부 압력 유지가 필요할 때에는 일정 수준 이상의 가스 재주입 효과를 확보할 수 있으며, 또한 가스 재주입에 의하여 리저버(20)의 내부 압력이 점차 상승하면서 리저버 내부 압력 유지의 필요성이 감소되는 때에는 리저버(20)의 내부 압력에 비례하여 증가하는 백플로우 가스(52)를 활용할 수 있게 되므로, 필요 이상의 수반 가스가 리저버(20)로 유입되어 낭비되는 것을 방지하고, 리저버(20)로 재주입되지 않고 역류되는 백플로우 가스(52)를 이용하여 액화천연가스 생산성을 높일 수 있다.
도 1, 도 2 및 도 5를 참조하면, 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스(제1 피드 가스)가 설정된 압력보다 낮은 동시에, 수반 가스의 리저버(20)로의 재주입은 필요하지 않다고 판단되는 경우, 제어부(128)는 도 5의 도시와 같이, 조절 밸브(1264)와 밸브부(1243) 및 제1 감압부(1266)를 차단하고, 제2 감압부(1268)를 작동시켜 제3 피드 가스를 피드가스 공급라인(1263)을 통해 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 공급할 수 있다. 이러한 경우, 압축기(1241)는 리저버(20)로 재주입되는 가스의 압력을 높이기 위한 것이 아니라, 피드가스 공급라인(1263)을 통해 공급되는 피드 가스(60)의 압력을 적정 수준으로 제어하는 수단으로서 활용되는 것이다.
압축 장치(1262)에 의해 압축된 제1 피드 가스와, 압축기(1241)에 의해 압축된 후 감압되어 형성된 제3 피드 가스의 혼합 가스를 피드 가스로서 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 공급하기 위하여, 제어부(128)는 추가로 조절 밸브(1264)를 개방할 수도 있다. 이때 제어부(128)는 피드가스 공급라인(1263)을 통해 공급되는 제1 피드 가스와 제3 피드 가스를 포함하는 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위(예를 들어, 70 bar)를 만족하도록, 조절 밸브(1264)의 개도를 조절하거나, 제2 감압부(1268)의 감압 레벨을 조절할 수 있다.
도 1, 도 2 및 도 6을 참조하면, 압축 장치(1261)에 의해 압축된 수반 가스(제1 피드 가스)가 설정된 압력보다 낮고, 수반 가스의 리저버(20)로의 재주입이 필요한 경우로서, 제2 피드 가스에 의해 적정 압력을 확보할 수 있는 경우에, 제어부(128)는 도 6의 도시와 같이, 조절 밸브(1264)와 제1 감압부(1266)를 차단하고, 밸브부(1243)와 제1 감압부(1266)를 작동시켜 제2 피드 가스를 피드가스 공급라인(1263)을 통해 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 공급할 수 있다.
압축 장치(1262)에 의해 압축된 제1 피드 가스와, 압축기(1241)에 의해 압축된 후 감압된 제2 피드 가스의 혼합 가스를 피드 가스로서 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 공급하기 위하여, 제어부(128)는 추가로 조절 밸브(1264)를 개방할 수도 있다. 이때 제어부(128)는 피드가스 공급라인(1263)을 통해 공급되는 제1 피드 가스와 제3 피드 가스를 포함하는 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위(예를 들어, 70 bar)를 만족하도록, 조절 밸브(1264)의 개도를 조절하거나, 제1 감압부(1266)의 감압 레벨을 조절할 수 있다.
도 3 내지 도 6을 참조하여 설명한 바와 같이, 본 발명의 실시 예에 의하면, 수반 가스를 압축하여 재주입하기 위해 제공되는 가스 재주입 장치(124)의 구성을 활용하여 피드 가스를 생성하고, 피드 가스를 이용하여 액화천연가스를 생성할 수 있으므로, 제반 상황에 따라 수반 가스를 가스 재주입 또는 액화천연가스 생산에 활용함으로써 수반 가스의 효용성을 높일 수 있다. 또한 다양한 피드 가스(제1 내지 제3 피드 가스)를 선택하여 활용할 수 있어, 피드 가스 압력의 조절 범위를 넓힐 수 있고, 피드 가스의 압력 제어를 정밀하고 효율적으로 행하여, 액화천연가스의 생산 효율을 극대화할 수 있다. 본 발명의 실시 예에 의하면, 수반 가스를 이용하여 생산된 액화천연가스를 소형 LNG 수송선 등으로 운반하여 수출하거나 내수용으로 활용함으로써 경제성을 높일 수 있다.
원유 생산 해양 설비에는 원유 저장탱크와, 원유 저장탱크에 저장된 원유를 하역하기 위한 오프로딩 유닛 등이 구비될 수 있다. 오프로딩 유닛은 원유 저장탱크에 수용된 원유를 원유 수송선 또는 필요처로 공급하도록 선체의 측면부에 마련될 수 있다. 오프로딩 유닛은 원유 저장탱크에 수용된 원유를 수송선 등에 공급할 수 있도록 복수개의 로딩암(loading arm)을 구비할 수 있다.
원유 생산 해양 설비 또는 원유 수송선 등의 계류를 위해 원유 생산 해양 설비에 무어링 장치가 마련될 수 있다. 무어링 장치는 와이어, 와이어가 권선되는 드럼, 드럼을 회전시키는 구동 모터 및 와이어를 선체와 결속시키는 후크 등을 구비할 수 있다. 그러나 이에 한정되는 것은 아니며, 선체의 안정적인 계류를 구현할 수 있는 다양한 방식 및 장치가 채용될 수도 있다.
이상의 실시 예에서, 액화천연가스는 액화천연가스 생산 해양 설비에서 생산되는 예에 대해 설명하였으나, 액화천연가스 생성 유닛이 원유 생성 해양 설비에 구비되어 있는 경우, 피드 가스를 원유 생성 해양 설비 내의 액화천연가스 생성 유닛으로 전달하여 액화천연가스를 생산할 수도 있다. 이러한 경우, 원유 생성 해양 설비에는 원유 저장탱크 외에 LNG 저장탱크가 추가로 구비될 수 있다.
도 7은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비를 구성하는 액화천연가스 생산 해양 설비(140)의 측면도이다. 도 8은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비를 구성하는 액화천연가스 생산 해양 설비(140)의 평면도이다. 도 9는 도 7의 A-A' 선에 따른 단면도이다.
도 1, 도 7 내지 도 9를 참조하면, 액화천연가스 생산 해양 설비(140)는 선체(141), 선체(141)에 설치되는 터렛 유닛(142), 액화천연가스 생성 유닛(143), 복수개의 저장탱크(144), 오프로딩 유닛(145) 및 냉각 제어 유닛(146) 등을 구비할 수 있다. 일 실시 예에서, 액화천연가스 생산 해양 설비(140)는 최소한의 모듈 수로 이루어져 소형 해양 설비로 제공될 수 있다. 액화천연가스 생산 해양 설비(140)의 탑사이드 모듈은 예를 들어, 0.8-1.0 MTPA(연간 평균 생산량)의 LNG 생산능력을 갖도록 운용될 수 있다.
터렛 유닛(142)은 원유 생산 해양 설비(120)로부터 피드가스 공급라인(1263)을 통해 제공된 피드 가스(60)를 공급받을 수 있도록 제공될 수 있다. 터렛 유닛(142)은 선체(141)의 선수 측에 마련되는 수직 개구부 또는 문풀(Moon pool)에 장착되어 운용될 수 있다.
액화천연가스 생성 유닛(143)은 원유 생산 해양 설비(120)로부터 공급된 피드 가스를 처리하고 액화시켜 액화천연가스를 생산한다. 도 10은 본 발명의 실시 예에 따른 해양 설비를 구성하는 액화천연가스 생산 해양 설비의 액화천연가스 생성 유닛(143)의 구성도이다. 도 10을 참조하면, 액화천연가스 생성 유닛(143)은 주입 유닛(1431), 산성가스 제거 유닛(1432), 탈수 및 수은제거 유닛(1433), 액화 유닛(1434), 및 중탄화수소 제거 유닛(1436)을 포함할 수 있다.
주입 유닛(1431)은 피드가스 공급라인(1263)을 통해 공급된 피드 가스를 터렛 유닛(142)으로부터 공급받는다. 원유 생산 해양 설비(120)로부터 피드가스 공급라인(1263)을 통해 액화천연가스 생산 해양 설비(140)로 피드 가스가 이송되는 과정에서, 해저측의 낮은 수온에 의해 피드 가스가 냉각되어 있으므로, 주입 유닛(1431)은 피드 가스를 가스 처리에 필요한 적정 온도로 가열하는 가열부를 포함할 수 있다.
산성가스 제거 유닛(1432)은 주입 유닛(1431)으로부터 제공되는 가열된 피드 가스에서 산성 가스를 제거한다. 산성가스 제거 유닛(1432)은 아민 흡착 공정 등에 의해 피드 가스에 함유된 이산화탄소, 황 등의 불순물을 제거할 수 있다.
탈수 및 수은제거 유닛(1433)은 액체의 결빙을 방지하고, 액화 유닛(1434)에 사용되는 알루미늄 설비를 보호하기 위해, 재생성 분자체(regenerative molecular sieve beds) 등에 의해 수분을 제거한다. 탈수 및 수은제거 유닛(1433)은 비재생성 금속황화물 흡착체(non-regenerative metal sulphide adsorbent bed) 등을 이용하여, 수분 제거된 드라이 가스에서 수은을 제거할 수 있다. 탈수 및 수은제거 유닛(1433)에 의해 피드 가스는 1ppmv 이하의 H2O 조건을 만족하도록 수분이 제거되고, 수은은 0.01 microgram/Sm3 수준으로 제거된다.
액화 유닛(1434)는 수분 및 수은이 제거된 피드 가스를 액화하여 액화천연가스를 생성한다. 액화 유닛(1434)은 피드 가스를 가압하는 컴프레서와, 컴프레서를 거치면서 가열된 증발가스를 냉각하기 위한 쿨러를 구비할 수 있으며, 가압된 가스와 냉각플랜트에 의해 공급된 냉매의 열교환에 의하여 피드 가스를 액화시킬 수 있다. 냉각플랜트는 압축기, 응축기, 팽창기 및 증발기를 구비할 수 있으며, 냉매를 각 구성요소로 순차적으로 순환하여 극저온의 냉매를 발생시킬 수 있다.
중탄화수소 제거 유닛(1436)은 액화 유닛(1434)에 의해 생성된 유체에서 중탄화수소를 제거한다. 중탄화수소의 처리 및 안정화를 위해, 중탄화수소를 포함하는 콘덴세이트는 콘덴세이트 이송라인(1269)을 통해 원유 생산 해양 설비(140)로 전달될 수 있다.
액화 유닛(1434)에 의해 생산된 액화천연가스는 복수개의 LNG 저장 유닛(저장 탱크)으로 공급되어 수용될 수 있다. 다시 도 7 내지 도 9를 참조하면, 복수개의 저장탱크(144)는 액화천연가스를 저장하며, 좌현에서 우현까지 센터라인 벌크헤드(centerline bulkhead) 없이 선체(141)의 길이 방향을 따라 1열로 마련될 수 있다. 복수개의 저장탱크(144)는 대략 40,000 m3 규모의 저용량 탱크로 제공될 수 있다.
통상적으로 대형 액화천연가스 생산 설비의 경우, 탑사이드 설비 배치의 구조적인 안정성과 해상에서 발생하는 슬로싱 하중을 최소화하기 위해 복수개의 저장탱크가 2열 또는 3열 등의 복수열로 배치된다. 그러나 본 발명의 실시 예에서, 액화천연가스 생산 해양 설비(140)의 탑사이드 설비는 0.8-1.0 MTPA(연간 평균 생산량)의 제원으로 마련되는바, 선체(141)의 소형화 또는 컴팩트화를 위해 저장탱크(144)가 선체(141)의 길이 방향을 따라 1열로 배치될 수 있다.
저장탱크(144)는 외부의 열 침입에 의해 내부에 수용되는 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 일 예로, 저장탱크(144)는 Mark Ⅲ 멤브레인 타입으로 이루어질 수 있으나, 이에 한정되는 것은 아니다. 또한, 도면에는 도시되지 않았으나 내부에 수용된 액화천연가스를 필요처로 용이하게 공급할 수 있도록 저장탱크(144)의 내측에는 액화천연가스를 외부로 송출하는 송출펌프가 각각 마련될 수 있다.
오프로딩 유닛(145)은 저장탱크(144)에 수용된 액화천연가스를 필요처로 공급하도록 선체(141)의 측면부에 마련된다. 오프로딩 유닛(145)은 저장탱크(144)에 수용된 액화천연가스를 액화천연가스 수송선(LNG Carrier) 등에 공급할 수 있도록 복수개의 로딩암(loading arm)을 구비할 수 있다. LNG 수송선은 소형 선박으로 제공될 수 있으며, LNG를 지리적으로 가까운 LNG 플랜트나 LNG 저장설비로 이송할 수 있다.
각각의 로딩암은 다양한 크기 및 형상의 파이프라인과 결합할 수 있도록 복수개의 암이 힌지결합되는 다지관, 유연관 등을 포함하여 마련될 수 있다. 로딩암은 액화천연가스의 원활한 이송을 위해 유체라인과 증발가스라인을 각각 구비할 수 있으며, 로딩암의 입구 측 단부는 저장탱크 내부의 송출펌프와 연결되어 저장탱크(144)에 수용된 액화천연가스를 공급받되, 로딩암의 출구 측 단부는 필요처의 파이프라인과 안정적으로 결합할 수 있도록 초저온 커넥터가 마련될 수 있다.
도시되지 않았으나, 액화천연가스 생산 해양 설비 또는 LNG 운반선 등의 계류를 위해 무어링 장치가 마련될 수 있다. 무어링 장치는 와이어, 와이어가 권선되는 드럼, 드럼을 회전시키는 구동 모터 및 와이어를 선체(141)와 결속시키는 후크 등을 구비할 수 있다. 그러나 이에 한정되는 것은 아니며, 선체(141)의 안정적인 계류를 구현할 수 있는 다양한 방식 및 장치가 채용될 수도 있다. 미설명부호 148, 149, 150, 151은 각각 액화천연가스 생산 해양 설비에 탑승하여 작업을 수행하는 작업자들이 거주하는 거주구, 평형수가 채워진 밸러스트 탱크(ballast tank), 저장탱크(144)의 측방에 형성된 코퍼댐(cofferdam), 가스 처리 및 액화 과정에서 발생하는 폐가스를 연소시키기 위한 플레어타워(Flare tower)이다.
이상의 실시 예들은 본 발명의 이해를 돕기 위하여 제시된 것으로, 본 발명의 범위를 제한하지 않으며, 이로부터 다양한 변형 가능한 실시 예들도 본 발명의 범위에 속하는 것임을 이해하여야 한다. 본 발명의 기술적 보호범위는 특허청구범위의 기술적 사상에 의해 정해져야 할 것이며, 본 발명의 기술적 보호범위는 특허청구범위의 문언적 기재 그 자체로 한정되는 것이 아니라 실질적으로는 기술적 가치가 균등한 범주의 발명까지 미치는 것임을 이해하여야 한다.

Claims (15)

  1. 해저웰로부터 수집된 원유를 정유하여 오일을 생산하는 원유 처리 장치와, 원유 정유 과정에서 분리된 수반 가스를 압축하여 리저버(reservoir)로 재주입시키는 가스 재주입 장치를 갖는 원유 생산 해양 설비; 및
    상기 원유 생산 해양 설비로부터 상기 수반 가스 중의 적어도 일부를 포함하는 피드 가스를 공급받고, 상기 피드 가스를 처리하고 액화하여 액화천연가스를 생산하는 액화천연가스 생산 해양 설비를 포함하며,
    상기 원유 생산 해양 설비는 상기 가스 재주입 장치에 의해 압축된 주입 가스가 역류되어 형성되는 백플로우 가스를 회수하고, 상기 백플로우 가스를 이용하여 상기 피드 가스를 생성하는 피드가스 공급부를 구비하는 해양 설비.
  2. 제1 항에 있어서,
    상기 피드가스 공급부는 상기 수반 가스를 제1 목표 압력을 갖도록 압축하여 제1 피드 가스를 생성하는 압축 장치를 포함하고,
    상기 가스 재주입 장치는: 상기 압축 장치에 의해 압축된 수반 가스를 상기 제1 목표 압력보다 높은 제2 목표 압력을 갖도록 압축하여 상기 주입 가스를 생성하는 압축기를 포함하고,
    상기 피드 가스는 상기 제1 피드 가스, 상기 백플로우 가스로부터 감압된 제2 피드 가스, 및 상기 주입 가스로부터 감압된 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 포함하는 해양 설비.
  3. 제2 항에 있어서,
    상기 가스 재주입 장치는 상기 주입 가스를 상기 리저버로 재주입시키는 주입 라인을 더 포함하고,
    상기 피드가스 공급부는:
    상기 피드 가스를 상기 액화천연가스 생산 해양 설비로 전달하는 피드가스 공급라인;
    상기 주입 라인으로부터 분기되어 상기 피드가스 공급라인으로 합류되고, 상기 백플로우 가스를 상기 원유 생산 해양 설비로 회수하는 백플로우 라인; 및
    상기 백플로우 가스를 감압하여 상기 제2 피드 가스를 생성하는 제1 감압부를 더 포함하는 해양 설비.
  4. 제3 항에 있어서,
    상기 제1 감압부는 상기 백플로우 라인에 설치되는 초크 밸브를 포함하는 해양 설비.
  5. 제3 항에 있어서,
    상기 가스 재주입 장치는 상기 주입 라인에 설치되어 상기 주입 가스의 주입을 조절하는 밸브부를 더 포함하고,
    상기 피드가스 공급부는:
    상기 압축기와 상기 밸브부 사이에서 상기 주입 라인으로부터 분기되어 상기 피드가스 공급라인으로 합류되는 주입가스 회수라인; 및
    상기 주입가스 회수라인에 설치되고, 상기 주입 가스를 감압하여 상기 제3 피드 가스를 생성하는 제2 감압부를 더 포함하는 해양 설비.
  6. 제5 항에 있어서,
    상기 피드가스 공급부는:
    상기 피드가스 공급라인에 설치되어 상기 제1 피드 가스의 공급을 조절하는 조절 밸브를 더 포함하고,
    상기 백플로우 라인 및 상기 주입가스 회수라인은 각각 상기 피드 가스의 공급 방향을 기준으로 상기 조절 밸브의 하류 측에 합류되는 해양 설비.
  7. 제6 항에 있어서,
    상기 원유 생산 해양 설비는:
    상기 제1 피드 가스의 압력에 따라, 상기 조절 밸브, 상기 밸브부, 상기 제1 감압부, 및 상기 제2 감압부 중의 적어도 하나를 제어하는 제어부를 더 포함하는 해양 설비.
  8. 제7 항에 있어서,
    상기 제어부는:
    상기 제1 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위를 만족하는 경우, 상기 제1 피드 가스가 상기 액화천연가스 생산 해양 설비로 공급되도록 상기 조절 밸브를 개방하고, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스의 공급을 차단하며,
    상기 제1 피드 가스의 압력이 상기 설정된 압력 범위를 만족하지 않는 경우, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스 중의 적어도 하나가 상기 액화천연가스 생산 해양 설비로 공급되도록 상기 제1 감압부 및 상기 제2 감압부 중의 적어도 하나를 작동시키고, 상기 조절 밸브를 차단하는 해양 설비.
  9. 제1 항에 있어서,
    상기 액화천연가스 생산 해양 설비는:
    상기 피드 가스를 공급받는 터렛 유닛;
    상기 피드 가스를 처리하고 액화시켜 액화천연가스를 생산하는 액화천연가스 생성 유닛; 및
    상기 액화천연가스를 저장하고, 상기 선체의 길이 방향을 따라 1열로 마련되는 복수개의 저장탱크를 포함하는 해양 설비.
  10. 제9 항에 있어서,
    상기 액화천연가스 생성 유닛은:
    상기 피드 가스를 설정 온도로 가열하는 가열부를 포함하는 주입 유닛;
    상기 주입 유닛으로부터 제공되는 가열된 피드 가스에서 산성 가스를 제거하는 산성가스 제거 유닛;
    상기 산성 가스가 제거된 피드 가스에서 수분 및 수은을 제거하는 탈수 및 수은제거 유닛; 및
    상기 수분 및 수은이 제거된 피드 가스를 액화하여 액화천연가스를 생성하는 액화 유닛을 포함하며,
    상기 액화천연가스 생산 해양 설비는:
    상기 액화 유닛에 의해 생성된 유체에서 중탄화수소를 제거하는 중탄화수소 제거 유닛; 및
    상기 중탄화수소의 처리 및 안정화를 위해 상기 중탄화수소를 포함하는 콘덴세이트를 상기 원유 생산 해양 설비로 전달하는 콘덴세이트 이송라인을 더 포함하는 해양 설비.
  11. 해저웰에서 원유를 뽑아 올리는 터렛 장치;
    상기 원유를 정유하여 오일을 생산하는 원유 처리 장치;
    상기 원유 처리 장치에 의해 생산된 오일을 저장하는 오일 저장 장치;
    상기 원유 처리 장치의 원유 정유 과정에서 분리된 수반 가스를 압축하여 주입 가스를 생성하고, 상기 주입 가스를 리저버(reservoir)로 재주입시키는 가스 재주입 장치; 및
    상기 주입 가스가 역류되어 형성되는 백플로우 가스를 회수하고, 상기 백플로우 가스를 이용하여 피드 가스를 생성하고, 상기 피드 가스를 액화천연가스 생산 유닛 측으로 공급하는 피드가스 공급부를 포함하는 부유식 원유 생산 설비.
  12. 제11 항에 있어서,
    상기 피드가스 공급부는:
    상기 수반 가스를 압축하여 제1 피드 가스를 생성하는 압축 장치; 및
    상기 제1 피드 가스를 상기 액화천연가스 생산 유닛 측으로 전달하는 피드가스 공급라인을 포함하고,
    상기 가스 재주입 장치는:
    상기 압축 장치에 의해 압축된 수반 가스를 압축하여 상기 주입 가스를 생성하는 압축기를 포함하고,
    상기 피드 가스는 상기 제1 피드 가스, 상기 백플로우 가스로부터 감압된 제2 피드 가스, 및 상기 주입 가스로부터 감압된 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 포함하는 부유식 원유 생산 설비.
  13. 제12 항에 있어서,
    상기 가스 재주입 장치는:
    상기 주입 가스를 상기 리저버로 재주입시키는 주입 라인; 및
    상기 주입 라인에 설치되어 상기 주입 가스의 주입을 조절하는 밸브부를 더 포함하고,
    상기 피드가스 공급부는:
    상기 피드가스 공급라인에 설치되어 상기 제1 피드 가스의 공급을 조절하는 조절 밸브;
    상기 주입 라인으로부터 분기되고, 상기 백플로우 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 회수하는 백플로우 라인;
    상기 백플로우 라인에 설치되고, 상기 백플로우 가스를 감압하여 상기 제2 피드 가스를 생성하는 제1 감압부;
    상기 압축기와 상기 밸브부 사이에서 상기 주입 라인으로부터 분기되고, 상기 주입 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 회수하는 주입가스 회수라인; 및
    상기 주입가스 회수라인에 설치되고, 상기 주입 가스를 감압하여 상기 제3 피드 가스를 생성하는 제2 감압부를 더 포함하는 부유식 원유 생산 설비.
  14. 원유 생산 해양 설비가 해저웰에서 원유를 수집하고 정유하여 오일과 수반 가스로 분리하는 것;
    상기 수반 가스를 제1 목표 압력을 갖도록 압축하여 제1 피드 가스를 생성하고, 상기 제1 피드 가스를 피드가스 공급라인 측으로 제공하는 것;
    상기 제1 피드 가스를 제2 목표 압력을 갖도록 압축하여 주입 가스를 생성하고, 상기 주입 가스를 리저버(reservoir)로 재주입시키는 것;
    상기 주입 가스가 역류되어 형성되는 백플로우 가스를 감압하여 제2 피드 가스를 생성하고, 상기 제2 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인 측으로 회수하는 것;
    상기 주입 가스를 감압하여 제3 피드 가스를 생성하고, 제3 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인 측으로 회수하는 것;
    상기 제1 피드 가스, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 포함하는 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하는 것; 그리고
    상기 피드가스 공급라인을 통해 공급되는 상기 피드 가스를 처리하고 액화하여 액화천연가스를 생성하는 것을 포함하는 액화천연가스 생성 방법.
  15. 제14 항에 있어서,
    상기 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하는 것은:
    상기 제1 피드 가스의 압력이 설정된 압력 범위를 만족하는 경우, 상기 제1 피드 가스를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하고, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스가 상기 피드가스 공급라인으로 공급되지 않도록 차단하는 것; 그리고
    상기 제1 피드 가스의 압력이 상기 설정된 압력 범위를 만족하지 않는 경우, 상기 제2 피드 가스 및 상기 제3 피드 가스 중의 적어도 하나를 상기 피드가스 공급라인으로 공급하고, 상기 제1 피드 가스가 상기 피드가스 공급라인으로 공급되지 않도록 차단하는 것을 포함하는 액화천연가스 생산 방법.
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