Converting Natural Gas to LNG


Natural gas, which is comprised primarily of methane, is one of our most abundant natural resources, both domestic and abroad. Unfortunately, many of the natural gas reservoirs are located in relatively remote areas, or offshore, and high transportation costs tend to prohibit extensive use of this potentially valuable resource. To overcome this limitation, the Department of Energy’s Federal Energy Technology Center (FETC) has developed a highly diversified research program to evaluate, promote and develop processes that convert natural gas, methane, into higher value products (i.e., liquid fuels) which will offset the high transportation costs and allow use of this untapped, environmentally friendly resource.
By advancing technologies to convert unmarketable gas resources into valuable products, cooperative efforts between DOE and industry could yield the following benefits by 2010.
(1) Our domestic production of oil will be increased through the supply of 200,000 to 500,000 barrels per day of high quality liquid transportation fuel made from Alaska’s North Slope gas resources.
(2) Advanced gas-to-liquids conversion technology that yields ultra clean burning diesel fuels that meet the most stringent emissions requirements, at costs below those of comparable fuels made from crude oils, will be
(3) Small-scale gas-to-liquids technology for both natural gas liquefaction and chemical conversion to higher hydrocarbon liquids will enable economic and environmentally sound usage of remote offshore oil reservoirs with
associated gas, and also onshore gas reservoirs without pipeline access.
Three potential routes for the conversion of natural gas have emerged: direct, indirect and physical conversion. Direct conversion focuses on the chemical transformation of natural gas to ethane, ethylene, acetylene or methanol. Indirect conversion methods concentrate on the production of syngas (CO and H2), which is subsequently converted to liquid fuels. Physical conversion techniques center on the conversion of natural gas to liquefied natural gas (LNG). All three approaches are currently under investigation under the gas-to-liquids conversion program at FETC. In addition, the economics of gasto-liquids conversion is continually evaluated.

Direct Conversion
The direct conversion of methane to higher hydrocarbons has been extensively investigated in the past 15 years. Unfortunately, employing conventional catalytic systems, yields have remained low. In the case of C2 production, yields have been limited to 30% or less. Yields of oxygenated hydrocarbons (i.e., methanol and formaldehyde) have remained even lower, on the order of 5 – 6%. In order to overcome these limitations, FETC has attempted
to fund relatively novel research projects.
Approaches include the use of electric fields, plasma torches and hydrogen transport membranes. As an example, the hydrogen transport membrane approach is presented in more detail.
Methane is allowed to react in the absence of oxygen (pyrolytically), over a catalyst, on one side of the membrane.
Conversion to higher hydrocarbons, in particular C2 is highly equilibrium limited. However, hydrogen produced during the reactions is selectively removed via transport through the membrane. Removal of hydrogen allows the reaction to proceed further, thus removing the equilibrium constraints. On the other side of the membrane oxygen is present. The transported hydrogen can further react with the oxygen to produce water. Overall the reaction can be written as:

2 CH4 + O2 = C2H4 + 2
H2O, which is simply the oxidative coupling of methane. Results of this work are anticipated in the coming year.

Physical Conversion
In addition to chemical conversion, physical conversion of methane to liquefied natural gas (LNG) has shown promise. In this work, natural gas is liquefied employing Thermoacoustically Driven Orifice Pulse Tube Refrigeration (TADOPTR). This technology has the unique capability of producing refrigeration power at cryogenic temperatures with no moving parts. The technology is well suited for liquefaction capacities in the range of roughly 500 to 10,000 gallons per day. The research is being carried out under a Cooperative Research and Development Agreement (CRADA) between Los Alamos National Laboratory (LANL) and Cryenco, a small business located in Denver, Colorado. During 1997, the TADOPTR demonstrated production of 100 gallons per day of liquefied natural gas. The system is currently being scaled up to demonstrate production of 500 gallons per day of liquefied natural gas in
early 1998.

Indirect Conversion
Indirect methane conversion requires the production of synthesis gas (CO and H2) which is subsequently to higher hydrocarbons and liquid fuels. Synthesis gas production requires either steam (steam reforming) or oxygen (partial oxidation) as a coreactant.
In either case, generation of these reactants is extremely energy and capital intensive and, as a result, the major cost of converting natural gas to liquid fuels lies in the initial synthesis gas production step.  Clearly, over half of the process cost, approximately 60%, is associated with synthesis gas generation.
Considering the partial oxidation route to synthesis gas, any reduction in the cost of oxygen production would translate into a reduction in the overall cost of liquid fuels production. One technology which shows considerable promise is the use of ceramic membranes for oxygen production. Briefly, air (80% nitrogen, 20% oxygen) is allowed to pass on the outside of the membrane.
The membrane is a highly dense, non-porous ceramic material capable of withstanding high temperatures. Due to 1) an oxygen partial pressure differential across the membrane and 2) the nature of the ceramic material, oxygen is selectively removed from the air and transported across the membrane as an oxide ion (O2-). . It is important to note that oxygen separation has been achieved without the use of relatively expensive cryogenics or compression.
In addition to functioning as an oxygen separation unit, the membrane also serves as the synthesis gas reactor.
methane (natural gas) is passed through the inside of the membrane. Oxygen diffusing through the membrane further reacts with the methane resulting in the formation of synthesis gas. By utilizing the above approach, it is
anticipated that both capital and operating costs can be substantially reduced and provide an alternate, cost competitive route for the production of liquid fuels.

Currently, several new downstream research activities are being initiated. This includes the development of Fischer-Tropsch catalysts for the production of liquid fuels and testing of these materials for their performance and emission characteristics.

Economic/Process Analysis
It is imperative that the current status of all issues concerning the conversion of natural gas to liquid fuels be continually monitored and updated. Therefore, continued economic and process analysis of existing and potential natural gas conversion technologies is a necessary and integral part of the gas to liquids program. Recent studies include:

1) the potential and economics for offshore gas to liquids conversion.
2) an economic assessment of Alaskan North Slope gas utilization options. Of particular importance in the latter work was the identification of the window of opportunity to extend the lifetime of the Trans Alaskan Pipeline System (TAPS).
3. Identification of a viable technology to convert gas to pipeline quality liquids by 2009 – 2016 could extend the lifetime of TAPS by some 20+ years. Continued operation of TAPS is vitally important to Alaska=s economy; therefore, this provides considerable incentive to develop and commercialize new gas to liquids conversion
technologies, capable of 200,000 – 500,00 bbl/day production, early in the 21st century.
The primary focus of the gas to liquids program is on the conversion and utilization of domestic natural gas supplies. However, it is important to remain active in world wide gas activities. Participation in the CANMET Consortium allows interaction with an international group of oil, gas, utilities and chemical companies.
The overall objective of the gas to liquids program is: In partnership with industry, develop and demonstrate advanced technologies and processes for the economical conversion of methane to liquids that can be used as fuels. FETC’s gas to liquids research program provides a unique opportunity for industrial partnerships and rapid technology transfer in an effort to achieve this goal.

Natural Gas Markets

natural gas storageسوق الغاز الطبيعي

یعد الغاز من مصادر الطاقة النظیفة بعد النفط ، وقد كان لایشكل الا نسبة ضئیلة من مصادر الطاقة لاتتجاوز ٠.٣ % عام ١٩٣٨ ارتفعت الآن الى ٢٤ % . وترجع حصة الغاز المتواضعة في الماضي الى عدد من الاسباب الفنیة والاقتصادیة ، كتو افر كمیات كبیرة من النفط بأسعار منخفضة مقارنة بالغاز الذي یحتاج الى رؤوس اموال كبیرة ، والسبب الآخر هو صعوبة السیطرة على الغاز ولذلك كان یحرق بحكم توافر الفرصة البدیلة امام الشركات النفطیة . ولكن التطور التكنولوجي الهائل قد انعكس على استغلال الغاز من حیث ظهور وسائل حدیثة لنقل الغاز بالانابیب او الناقلات ، فضلا عن زیادة كمیات الاحتیاطي المكتشف من الغاز في العالم ، وتزاید اعتماد العدید من الصناعات علیه كمادة اولیة مثل صناعات الاسمدة والتروكیمیاویات ، وتطور اسالیب تسییل الغاز والسیطرة علیه ، فضلا عن آثاره الضئیلة على البیئة .

أقرأ أيضاً ماهو الغاز الطبيعي

یحتل الغاز الطبیعي دورا متزایدا في تامین احتیاجات العالم من الطاقة، فقد شهد الطلب العالمي علیه تنامیا فمواصفات الغاز ووفرة احتیاطیاته تمنحه دورا رئیسا في سیناریوهات الطاقة كافة خاصة فیما یتعلق بتولید الكهرباء وقطاع السكن . ونظرا لاحتواء الغاز الطبیعي اقل كمیة من الكربون فأن حرقه یجعله اقل مصادر الطاقة الاحفوریة تلوثا اذ ان حرق الغاز الطبیعي لایؤدي الا الى انبعاث كمیات ضئیلة او معدومة من الملوثات ، والى نفث كمیات اقل من غاز ثاني اوكسید الكربون مقارنة مع الأنواع الأخرى من الوقود الاحفوري، لذا یتوقع ان یستمر الطلب العالمي على الغاز الطبیعي في الارتفاع من ٢٨٠٠  ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٤ إلى ٤٧٠٠ ملیار متر مكعب في عام ٢٠٣٠ أي بمعدل نمو قدره ٢% سنویا خلال المدة المذكورة. أي اكبر مما سیشهده النمو في النفط والفحم والطاقة النوویة، وتشیر توقعات وكالة الطاقة الدولیة إلى ان تجارة الغاز ستشهد توسعا كبیرا بین القارات لأن حقول الغاز القدیمة وبخاصة الروسیة ستكون غیر كافیة لوحدها لسد الاحتیاجات المتزایدة و ان معظم كمیات الغاز سوف تأتي من دول رئیسة مثل روسیا قطر وإیران ونیجیریا والجزائر ولیبیا لكي تؤدي جمیعها دورا مؤثرا في المستقبل لتزوید الغاز لأكبر مناطق العالم في أمیركا وأوروبا واسیا، ومما یشجع على توسیع تجارة الغاز الطبیعي تطور صناعة الغاز المسال وكذلك الاهتمام في البیئة كون الغاز الطبیعي اقل تلویثا للبیئة واستخدامه نظیف.

ویعتمد توسع استخدام الغاز الطبیعي على إمكان استخدامه في قطاع النقل، ففي سبیل الحد من الانبعاثات الناتجة عن قطاع المواصلات بدأت أعداد كبیرة من الدول في الاستفادة من الغاز الطبیعي في قطاعات النقل فضلا عن ان استخدام الغاز الطبیعي كوقود للسیارات یعد اقل تكلفة من البنزین في بعض الدول وهذا ما یحقق فوائد اقتصادیة وبیئیة للدولة التي تستخدم الغاز الطبیعي فبالرغم من استخدام هذا النوع من السیارات منذ ثلاثینات القرن الماضي إلا ان انتشارها لا یزال محدودا بسبب الاعتماد على السیارات التي تعمل بالبنزین.

یبلغ احتیاطي الغاز الطبیعي في العالم عام ٢٠٠٩ نحو ١٨٩.٧ ترلیون متر مكعب ، فیما بلغت نسبة احتیاطیات الدول الاعضاء في منظمة الاوابك حوالي ٢٨ % من اجمالي احتیاطي الغاز الطبیعي في العالم . وتأتي روسیا بالمرتبة الاولى اذ تمتلك نحو ٤٤.٩ ترلیون متر مكعب من احتیاطي الغاز الطبیعي وهو مایعادل نحو ٢٤ % من الاحتیاطي العالمي ، تلیها ایران بنحو ٢٩.٦ ترلیون متر مكعب وبنسبة ١٦ % ثم قطر بنحو ٢٥.٤ ترلیون متر مكعب وبنسبة ١٤ % من الاحتیاطي العالمي. فیما یبلغ الاحتیاطي العربي من الغاز الطبیعي نحو ٢٩ % من الاحتیاطي العالمي عام ٢٠٠٩ . ویقدر انتاج سوائل الغاز الطبیعي في العالم بنحو ٩.٣٥ ملیون ب/ي عام ٢٠٠٩ منها ٢٨ % انتجت ضمن منظمة . % الاوابك فیما بلغت نسبة الدول العربیة مجتمعة من انتاج العالم من سوائل الغاز الطبیعي نحو ٢٩ % وفي مایتعلق بالغاز الطبیعي المسوق فقد بلغ انتاج الدول العربیة نحو ٤٣٢.٦ ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٩ وبنسبة ١٤.٥ % من الانتاج العالمي .

أقرأ المزيد عن أحتياطيات الغاز الطبيعي

یقدر حجم اجمالي الصادرات من الغاز الطبیعي على المستوى العالمي نحو ٧٧ و ٨١٧ ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٨ ، تأتي دولة قطر في مقدمة مصدري العالم من الغاز المسال اذ تسهم بنحو ٢٤.٥ % من اجمالي الصادرات العالمیة .

استهلك العالم عام ٢٠٠٨ نحو ٣٠١١ ملیار متر مكعب من الغاز الطبیعي ، وتعد قارة اوربا واوراسیا (كومنولث الدول المستقلة وتركیا ) الاكثر استهلاكا للغاز الطبیعي بنحو ١٠٨٦ ملیار متر مكعب اي حوالي ثلث الاستهلاك العالمي من الغاز الطبیعي.

تركیب الغاز الطبیعي وانواعه

الغاز الطبیعي غاز عدیم اللون والرائحة وقابل للاشتعال ، وهو عبارة عن مزیج من المواد الهیدروكربونیة وغیر الهیدروكربونیة التي توجد في مكامن صخریة تحت سطح الارض .ولایختلف الغاز الطبیعي في تكونه كثیرا عن انواع الوقود الاحفوري الاخرى مثل النفط والفحم . وحیث ان النفط والغاز الطبیعي یتكونان معا تحت الظروف الطبیعیة نفسها ، فأن هذین المركبین الهیدروكربونین عادة مایوجدان معا في حقول تحت الارض أو الماء ، وعلى العموم فأن الطبقات الرسوبیة العضویة المدفونة في اعماق تتراوح ١٥٠ درجة مئویة تنتج نفطا في حین تلك – ٦٠٠٠ متر عند درجات حرارة تتراوح بین ٦٠ – بین ١٠٠٠ المدفونة اعمق وعند درجات حرارة اعلى تنتج غاز طبیعیا . ان جمیع المكونات الهیدروكربونیة للغاز الطبیعي هي من نوع البرافینات الخفیفة القابلة للاشتعال ، ویعد غاز المیثان اكثر مكونات الغاز الطبیعي توفرا اذ تزید نسبته عن ٨٠ % في اغلب الاحیان، یلي ذلك الایثان والبروبان والبیوتان . وبالاضافة الى الهیدركربونات القابلة للاشتعال ، توجد كمیات متفاوتة من الغازات الاخرى غیر القابلة للاحتراق بعضها یكون متواجدا بكمیات عالیة نسبیا مثل : غازات النیتروجین وكبریتید الهیدروجین وثاني اوكسید الكربون ، في حین ان بعض الغازات الخاملة مثل : الارغون والهیلیوم ، عادة ماتكون موجودة ولكن بكمیات قلیلة جدا .
والغاز الطبیعي مصاحب او غیر مصاحب اعتمادا على ارتباطه بانتاج نفطي ضخم او عدم ارتباطه ولذلك یكون الغاز الطبیعي على نوعین هما :
١- الغاز المصاحب : وهو الغاز الذي یستخرج مصاحبا للنفط الخام ویكون موجودا مع النفط الخام أما مذابا أو طافیا على سطحه . وعادة ماتكون السوائل الغازیة ( غاز البترول المسال والغازولین الطبیعي ) اعلى في الغاز المصاحب . ان انتاج الغاز المصاحب لا یتطلب عملیات استكشافیة خاصة او معینة لاستخراجه لانه یأتي مصاحبا لانتاج النفط الخام وعادة ماتكون نسبة كبیرة منه  من المحتویات الثقیلة، الا انه یحتاج الى تمریره على طرق معالجة عدیدة لفصله عن النفط الخام. ویؤدي الغاز المصاحب وظیفتین اولهما استخدام الغاز في زیادة الضغط المكمني للبئر النفطي مما یؤدي الى زیادة معدل التدفق الذاتي للبئر، وثانیهماالسیطرة على كمیات من الغاز المستخرج مع النفط الخام للاستعمالات المختلفة .

٢- الغاز الحر : وهو الغاز الذي یستخرج من حقول مستقلة منفردة ثم یصدر الى الاسواق المحلیة والعالمیة . تكون تقنیة معالجة هذا الغاز اكثر بساطة لان منتجاته من النوع الخفیف التي یمكن الاستفادة منها في الصناعات البتروكیمیاویة نظرا لارتفاع نسبة المیثان وانخفاض نسبة الشوائب خاصة كبریتید الهیدروجین. تتمثل معظم احتیاطیات الغاز الطبیعي في الدول العربیة في الغاز الحر الذي یمثل نحو ثلثي الاحتیاطیات العربیة اما الثلث الباقي فهو عبارة عن غاز مصاحب لانتاج النفط.
فضلا عما سبق هناك ایضا المصادر غیر التقلیدیة للغاز الطبیعي ، وهي تجمعات الغاز الطبیعي الموجودة في التكوینات الصخریة واطئة النفاذیة او عدیمة النفاذیة مثل الغاز الموجود في طبقات الرمال المحكمة وفي طبقات السجیل الغازي او المیثان من طبقات الفحم الحجري . وتقدر وكالة الطاقة الدولیة ان مایعادل ٤% من الاحتیاطي العالمي یتمثل في المصادر غیر التقلیدیة ، اذ یبلغ الانتاج العالمي من تلك المصادر نحو ٣٦٧ ملیار متر مكعب عام ٢٠٠٧ ، ومن المتوقع ان یرتفع الى ٦٢٩ ملیار متر عام  ٢٠٣٠.

أقرأ المزيد عن مواصفات الغاز الطبيعي

تسییل الغاز الطبیعي

یستخدم مصطلح تحویل الغاز إلى سوائل Gas to liquids بصورة عامة لوصف التحویل الكیمیاوي للغاز الطبیعي إلى منتجات ھیدروكاربونیة سائلة بمختلف أنواعھا ، مثل المشتقات الوقودیة السائلة والكحول المثیلي والمواد البتروكیمیاویة وغیرھا ، ولا تدخل ضمن ھذا التعریف عملیة تسییل الغاز الطبیعي بالتبرید والضغط ( الكبس ) لإنتاج الغاز الطبیعي المسیل . وبعبارة بسیطة تعرف عملیة تحویل  الغاز إلى سوائل من الناحیة التقنیة بأنھا عملیة تحویل الغاز الطبیعي إلى نفط مخلق Synthetic Oil، والذي یمكن بعدھا أن یحول إلى وقود ومنتجات أخرى ذات أساس ھیدروكاربوني.
یرجع انشاء اول مصنع تجاري لتسییل الغاز الطبیعي الى عام ١٩٤١ في اوهایو في الولایات المتحدة ، وصنعت اول ناقلة للغاز عام ١٩٥٩ . بلغ اجمالي الغاز المسیل في العالم ١٤٤ ملیون طن عام ٢٠٠٤ ومن المتوقع ان یصل الى ٣٧٠ ملیون طن عام ٢٠٢٠ . ویعزى السبب الاهم للتوسع في صناعة تسییل الغاز الطبیعي ، الى زیادة الطلب علیه وتراجع كلفة عملیة التسییل في مراحلها كافة ، اذ تراجعت كلفة الطن الواحد من الغاز المسیل عام ١٩٩٠ بالقیاس الى بدایة القرن الحالي .
توفر تقنیة تحویل الغاز الى سوائل المزایا الآتیة :
١- الاستفادة القصوى والفعالة من احتیاطیات الغاز الطبیعي في المناطق النائیة .
٢. الحد من الاجراءات الصناعیة المكلفة والمؤذیة للبیئة من خلال تقلیص حرق الغاز الطبیعي في الیابسة والبحر .
٣. إنتاج وقود نظیف ذي مواصفات عالیة تتلاءم مع المحددات الصارمة لمنع تلوث البیئة .
٤. استغلال الغاز الضائع .
٥. یمكن أن تشكل تقنیة GTL مشاریع متكاملة مع صناعة تسییل الغاز الطبیعي LNG .
٦. إمكان نصب وحدات GTL في المنصات البحریة العائمة واستغلال الغاز الطبیعي المستخرج من الحقول البحریة .
٧. إمكان استغلال الحقول الغازیة النائیة الصغیرة بواسطة وحدات GTL الصغیرة المتحركة البریة والبحریة التي تم ابتكارھا حدیثا .

أن تقنیة GTL تحد من التأثیرات الضارة بالبیئة الناتجة عن عملیة حرق الغاز الطبیعي وأنھا تزیل التكالیف التي تتطلبھا مثل ھذه الإجراءات وتوظیفھا باتجاه إنتاج سوائل قابلة للاستخدام كوقود أو كمواد اولية لصناعات معینة ، مثلا یكون الدیزل الناتج عن عملیات GTL اولیة نظيفاً وذا جودة احتراقیة عالیة وخالیا تقریبا من الكبریت أو من أي من المعادن الأخرى الضارة بالبیئة . ذلك لأن نسبة الكبریت في الدیزل الصناعي لا تتعدى جزءا واحدا وزنا في الملیون مقارنة ب 50 جزءا وزنا في الملیون في الدیزل تصنف الدیزل بالوقود النظیف إذا كانت نسبة (EPA ) التقلیدي ، علما أن وكالة حمایة البیئة الأمریكیة الكبریت فیھ لا تزید عن 15 جزءا وزنا في الملیون . وأخیرا فأن منتجات عملیة تحویل الغاز إلى سوائل GTL قابلة للاستخدام بعد معالجتھا بشكل مباشر كوقود أو یمكن مزجھا مع مشتقات ناتجة عن تصفیة نفوط خام ذات جودة واطئة لرفع مواصفاتھا وكفاءتھا الاحتراقیة . ویلبي مثل ھذا الأجراء شروط ومتطلبات قوانین الحفاظ على البیئة الصارمة التي تفرضھا كثیر من الدول .
ومن المتوقع أن یزداد الاتجاه نحو صناعة تحویل الغاز إلى سوائل خلال القرن الحالي نتیجة لارتفاع أسعار النفط الخام من جھة واستجابة للأزمات التي ترافق إنتاج وتسویق وتصفیة النفط الخام في العالم من جھة أخرى . إذ أن استھلاك العالم من المشتقات النفطیة آخذ في التزاید في حین أن الطاقة الانتاجیة من النفط الخام وطاقة التصفیة في عموم العالم لا یرتفعان بوتیرة متناسبة تسد ھذا الطلب .

أقرأ المزيد عن الغاز الطبيعي المُسال

تسعیر الغاز

تتمیز اسعار الغاز الطبیعي في العالم بطبیعتها الاقلیمیة اذ انها تختلف من منطقة الى اخرى بسبب المحددات الخاصة بسوق وصناعة الغاز ، ولاتزال كمیات الغاز الطبیعي الداخلة في التجارة العالمیة ، % محدودة ، اذ ان الجزء الاعظم من انتاج الغاز في العالم یستهلك محلیا وبنسبة تصل احیانا الى ٧٥ ومن ثم فأن كمیة الغاز التي تدخل في التجارة العالمیة لم تزد عن ٢٥ % من اجمالي الانتاج العالمي للغاز عام ٢٠٠٤ ، في حین ان تجارة النفط وصلت الى نسبة ٦٠ % من اجمالي الانتاج العالمي للنفط في
السنة المذكورة .
یفترض ان یتضمن سعر الغاز من الناحیة النظریة على المكونات الخاصة بالتكالیف والربح وعلاوة النضوب والمیزة البیئیة .لایحتكر استخدام الغاز في قطاع معین كما هو شأن النفط الذي یستخدم بشكل رئیس في قطاع النقل ، بل یتنافس الغاز مع مصادر الطاقة الاخرى في الاستخدامات المختلفة ، مما یعني ان تحدید سعر الغاز یستلزم ان نأخذ بنظر الاعتبار اسعار مصادر الطاقة الاخرى .وعلى العموم فأن تسعیر الغاز یرتبط بالموقف التفاوضي بین البائع والمشتري ، وبالاستراتیجة التسویقیة التي یعتمدها
البائع ، وبالعدید من الاعتبارات الاخرى السائدة في البلد المستورد للغاز ، والاعتبارات المتصلة بطبیعة السوق والمنتج . یعد اسلوب التسعیر بواسطة المعادلة السعریة الاكثر شیوعا في تسعیر الغاز الطبیعي ، وتستند المعادلة الى عاملین رئیسین ، یتعلق الاول بالسعر الاساسي او القاعدي في حین یقوم الثاني على ربط السعر بمؤشر او مؤشرات معینة . یتم تسعیر معظم عقود الغاز بنوعیه الطبیعي والمسال في السوق الاوربیة بربطها باسعار المنتجات النفطیة وبالذات زیت الغاز وزیت الوقود ، وتعتمد بعض العقود على التسعیر المرتبط باسعار الغاز من المصادر الاخرى . وفي السوق الامریكیة یرتبط تسعیر الغاز بالاسعار المحلیة التي تتحدد في مركز هنري في ولایة لویزیانا . ویرتبط تسعیر الغاز في معظم العقود الاسیویة وبالاخص في الیابان بأسعار سلة من النفوط الخام ، وقد شهد تسعیر بعض العقود في الاسواق الاسیویة توجها نحو مزید من المرونة كالتعاقد على اسعار ثابتة لعدد معین من سنوات العقد او تقلیل نسبة الربط بالنفط .
یطلق تسمیة سعر الاتفاق على سعر الغاز الطبیعي الذي یتم الاتفاق علیه بین البائع والمشتري على وفق اتفاق معین ، یتم تحدیده في الغالب بالدولار الامریكي اما لملیون وحدة حراریة بریطانیة او لوحدات حجمیة (الاقدام او الامتار المكعبة )
وهناك السعر الحقیقي او السعر النهائي وقد یختلف عن السعر التعاقدي الذي یأخذ بالاعتبار تأثیر البنود التعاقدیة الاخرى المؤثرة في المحصلة النهائیة للسعر ، مثل ادنى كمیة یلتزم المشتري باستلامها والتغییر الیومي او الشهري او الموسمي في الكمیات المباعة او المستلمة ووجود حد ادنى وحد اعلى للسعر والربط السعري .

یوجد عدد من الاسواق الفوریة والمستقبلیة للغاز الطبیعي وهي سوق IPE في نیویورك وسوق Nymax  في لندن ، فضلا عن اسواق فوریة في اوربا كما في مركز Zeerugge في بلجیكا وھى تمثل ٥% من السوق العالمى للغاز المسال. وتتصف هذه الاسعار بالتذبذب الحاد في بعض الاحیان ، وتتأثر یومیا وشهریا وحسب الفصول متأثرة بعوامل عدیدة مثل العوامل الجیوسیاسیة والمناخیة والمضاربات فضلا عن مؤثرات العرض والطلب .
لا توجد سوق عالمیة للغاز الطبیعى ، مثلما ھو الحال بالنسبة للنفط الخام حیث توجد أسعار قیاسیة للنفط الخام مثل برنت والعربى الخفیف والمتوسط والثقیل وغرب تكساس ، وكلھا تستخدم كمؤشر فى تحدید أسعار بیع وشراء النفط الخام والتى لا ترتبط بعقود طویلة الأجل ، وعلى الجانب الآخر فإن أسعار الغاز الطبیعى ظلت وإلى الآن تتحدد أسعارھا من خلال عقود طویلة الأجل بما یضمن تدبیر التمویل اللازم واسترداد الاستثمارات المرتفعة لمشروعات تصدیر الغاز سواء من خلال النقل بالأنابیب أو عن طریق الناقلات .
وعلى العموم لایوجد سعر اشارة متفق علیه لتسعیر الغاز الطبیعي كما في حالة النفط الخام ، بل تختلف اسعار الغاز من دولة مصدرة الى اخرى ومن عقد لآخر للدولة نفسها . وفي حالتي غاز الانابیب والغاز المسیل یتم الاتفاق بین المنتج والمشتري كنتیجة للتفاوض بین الطرفین بحیث یتأثر السعر بالبدائل والخیارات المتوفرة لكل طرف .
وتختلف أسعار تصدیر الغاز تبعا لاقتصادات مشروعات التصدیر واختلاف الأسواق من منطقة إلى أخرى بالعالم وكذلك طبقا لطبیعة الوقود البدیل المتوافر ودرجة المنافسة فى أنحاء العالم المختلفة ، ومن ھنا كانت حقیقة أن عقود التصدیر منأ ى دولة منتجة لا تعكس سعرا عالمیا موحدا بل یتم تحدید الأسعار بالتفاوض بین أطراف العلاقة التجاریة (الشركات والمؤسسات) طبقا لعناصر تكلفة الإنتاج والنقل والمعالجة والتوزیع وھوامش الربح وأسعار الشراء المقبولة ، كما ترتبط المفاوضات بتقییم محددات السوق فى حینھ من حیث العرض والطلب والعائد على الاستثمار والفرص البدیلة وحجم المخاطرة ولذلك تختلف الشروط من عقد لآخر ، ویعتمد تسعیر الغاز على معادلات سعریة ترتبط بمؤشرات أخرى یدخل فیھا السعر القیاسى للنفط الخام أو بعض المنتجات النفطیة أو أى مؤشرات أخرى یتم الاتفاق علیھا مثل سعر الكھرباء .

NaturalGas LPG LNG Movies

Gas Processing

What is Natural Gas

Aspects of Natural Gas Processing

 Overview of a Natural Gas Sweetening Plant

 Principles of Gas Processing

Gas Metering

Gas Treatment & Compression

Liquefied Petroleum gas

LNG Loading

the Journey of Natural Gas

Principles of Amine Sweetening

Amine Sweetening Unit Operation

Gas Separation

LNG & LPG Processes

LNG Fundamentals

the Liquefied Natural Gas LNG Chain

Glycol Operation Units

Glycol Dehydration Principles

What are Bubble Caps?

Glycol Dehydration

Glycol Tower

Glycol Contactors

Dehydration of Natural Gas

Gas Dehydration Tower

Natural Gas Processing- Hydrate formation

Dehydration Process Diagram (natural gas )

Calculating Glycol Losses Compared to Gas Flow (lb/MMSCF)

about LNG

from Plant to Plant – the LPG Process

What is LNG- Turning Natural Gas into Liquid

Building LNG Regasification Plant

Small Scale LNG Plant

Liquefied Petroleum Gas LPG

LNG Liquefaction Plant

Gas Scrubber

Orifice gas Meter

Hydraulic Fracturing- Shale Natural Gas Extraction

What is a BTU anyway

Extraction of Natural Gas

Liquefied Natural Gas

Natural Gas from Shale

Natural Gas Pipelines Operations

Principle of Gas Processing

What`s a BTU, A ton of heat & cool

Liquefied Natural Gas LNG

What is LPG series – produced by our website team:

Part.1 Sweetening



Part.2 Dehydration



Part.3 Refrigeration


DeButaniser Column  
Download Link 1      Download Link 2



LPGin this section you will find books about these topics:

LPG, LNG, liquified natural gas, liquified petroleum gas, LPG shipping, LNG shipping .. etc

LPG Units – Engineering Design Guide

 LNG Transport and Storage

Introduction to LPG

LPG presentation

LPG from SPE

Natural Gas to Liquids

LPG  35.5 MB

LNG Technology

LPG properties

LPG Technology

see this video from our YouTube Channel:

Fire Protection and Response for LPG Bulk Storage

recovery of LPG from Gas Condensate

Understanding the Basics of Liquefied Natural Gas

World LNG Report 2016

  Download Link

LNG Custody Transfer Handbook
  Download Link

LPG storage Vessels
Download Link

Guidelines for Floating Offshore Liquefied Gas Terminals,2013

Gas to Liquids GTL
Download Link

Natural Gas to Liquids
Download Link 1   Download Link 2

Process Analytics in GTL Plants
Download Link

Read Also What is LPG?

Maintenance and Inspection of LPG Storage Tank

Blending or mixing of Butane and Propane to make LPG gas

Pipeline Installation of LPG Tank

LPG Tank Installation Manual

LPG Sphere Maintenance

Construction of LNG Tank PowerPoint

Introduction to LNG Terminals

Safety Guidelines of LPG Terminal

Risk Analysis of LPG Terminal

Risk Analysis of LPG Storage tank

Guidelines for Installation of LPG Terminal

LPG Terminal Installation Manual

Calibration of LPG Terminal

LNG Industry

Read Also What is LNG?

What is LPG?

Volume Calculation of LPG Storage Tank

LNG An Immediate Fuel Alternative

LNG Glossary

Fire Protection and Response for LPG Bulk Storage

LPG Assessment

LPG Awareness
Download Link

What is LNG?   11.3 MB


Liquefied Natural Gas LNG

الغاز الطبيعي المُسال

Liquefied Natural Gas LNG

المهندس حمادة عمر

الغاز الطبيعي المسال (بالإنكليزية: Liquefied natural gas أو LNG) هو غاز طبيعي تمت معالجتة وإسالته بالتبريد. يتم استخراج الغاز من حقول النفط والغاز ثم ينقل عبر أنابيب خاصة إلى منشأة المعالجة حيث تتم عمليات معالجة إضافية, تبريد, وإسالة الغاز تحت الظروف الجوية.

بدأت فكرة إسالة الغاز عام 1914 في الولايات المتحدة الأمريكية كبراءة اختراع وفي عام 1917 قامت بريطانيا بأول عملية تجارية غرب فيرجينيا إلا أن الاستغلال الفعلي للغاز أخذ مجراه عندما وقعت بريطانيا عقداً مدته خمسة عشر عاماً مع الجزائر عام 1961 لتزويد الأولى بأقل من حوالي مليون طن من الغاز الطبيعي المسال سنوياً. بعد ذلك انتشرت عمليات الغاز المسال في أنحاء العالم تدريجيا حتى وصلت إلى مايقارب 40 ميناء للغاز المسال حاليا وشملت بلدانا عربية مثل سي جاز بمصر, قطر غاز وراس جاز بقطر, ويمن ال ان جي في اليمن

  خصائص الغاز المسال

يحفظ في الصورة السائلة عند درجة حرارة 161.5 مئوية تحت الصفر والضغط الجوي تقريبا.

كثافتة حوالي 0.4 كجم\م3 عندما يكون سائلا, عندما يصبح غاز ويزداد حجمه حوالي 600 مرة عن حالته السائلة.

ليس له طعم, لون, ولا رائحة. يمكن الاستدلال على تسربه إلى الجو المحيط من السحب أو الغيوم الناشئه بالقرب من مكان التسرب بسبب امتصاصه لحرارة الجو وبالتالي تكثف بخار الماء في الهواء على صورة سحب.

غير سام ولكنه يسبب الاختناق.

يسبب تهشم المعادن, البلاستيك, المطاط وأي مواد كان يتوقع انها مرنه أو لدنة في الظروف العادية لتصبح أشبه بالزجاج المحطم.

يسبب حروقا باردة (تدعى لسعة الصقيع) إذا ما لامس الجسم بسبب فرق درجة الحراة الهائل بين الجسم, الغاز المسال.

يسبب انفجارا باردا (لا احتراق فيه) عند ملامسته للماء وتسمى هذه الظاهرة المرحلة الانتقالية السريعة.

طاقة احتراقة حوالي 49 ميغاجول\كجم وهي نظيفة جدا مقارنة بباقي مواد الاحتراق النفطية مثل الديزل والبنزين ويعتبر الميثان المكون الرئيسي فيه.

 لماذا الغاز المسال؟

يعتقد البعض ان الغاز يمكن استخدامه كوقود في حالته السائلة وهذا خطأ ولكن السبب الحقيقي وراء إسالة الغاز هو تسهيل عملية نقله فقط. أثبتت الدراسات والأبحاث الاقتصادية أن تكاليف نقل الغاز في الحالة السائلة عبر البحار والمحيطات أقل كلفة بكثير منها عن نقله في الحالة الغازية. السبب يعود إلى أن الغاز المسال (غالبا الميثان) يأخذ حيزا أقل بحوالى 600 مرة منه في الحالة الغازية. وفي حالة التفكير بضغط الغاز في الحاويات البحرية بهدف تقليل الحجم فسيتوجب تصميم الجدران الحاوية بسماكة كبيرة كافية لتحمل ضغط الغاز وبالتالي تشكل عبئا ثقيلا على السفن. أما الغاز المسال ومع أن كثافته أكثر من كثافة الغاز الطبيعي بكثير إلا أنها تظل أقل بكثير من كثافة الفولاذ مثلا والذي يستخدم في تصميم الحاوية عند الضعط الجوي

 عمليات المعاجة والإسالة

يمكن تلخيص العمليات اللازمة لإنتاج الغاز الطبيعي المسال كما يلي:

أولا يمرر الغاز المستخرج من الأرض عبر أنابيب لنقله إلى مركز المعالجة.

تبدأ معالجة الغاز عن الظروف القياسية (غالبا مايكون منضغطا في حرارة الجو العادية) بإزالة المواد الغير لازمة والمواد التي قد تشكل ضررا على المنشاءة والبيئة. مثل هذه المواد الماء, الزيوت النفطية, الغازات والمواد الهيدروكربونية المتكثفة, غاز ثاني أكسيد الكربون لكون هذه المواد مسببا في انسداد أنابيب التبريد فيما بعد (لأنها جميعا ستتجمد وتصبح مواد صلبه قبل الوصول لدرجة تبريد وتسييل الغاز بكثير).كذلك غاز كبريتيد الهيدروجين والذي تم حضره دوليا (غاز سام ويسبب المطرالحمضي) والزئبق لأنه يتسبب في تاكل وانهيار الاواني والانابيب المصنوعة من الالمنيوم.

بعدها تبدأ عملية تبريد الغاز على مراحل وهنا تختلف طرق التبريد من شركة لأخرى وحسب طبيعة الموقع والجدوى الاقتصادية. في الغالب تبدأ عملية التبريد بمبردات البروبان (التي يتم تبريدها بالماء أولا ثم بغاز البروبان نفسه). يتم فصل بعض الغازات المكونة للغاز الطبيعي وفقا لدرجة غليانها مثل الميثان, الإيثان, البروبان, البيوتان, البنتان وماعلاه ويفاد من بعضها في عملية التبريد ومن البعض الاخر كوقود ضمن المنشأة. الجدير ذكره أن غاز البنتان ومافوقه تعتبر غازات ثقيلة ويجب فصلها كي لا تتسبب في عملية التجمد والانسداد. يصبح الغاز الطبيعي المضغوط أصلا في درجات حرارة حوالي 36 تحت الصفر.

تأتي المرحلة الثانية من التبريد وهي الأهم حيث يبرد الغاز أكثر فأكثر بمبردات غازية مستخلصة من نفس الغاز الطبيعي عادة مثل المبرد المختلط والمكون من خليط من غاز الايثان والبروبان. في هذه المرحلة يصبح الغاز الطبيعي المضغوط نسبيا باردا في درجات أدنى من 150 تحت الصفر.

بمجرد تحرير الغاز المضعوط عبر ما يسمى صمام طمسون ينخفض ضعطه حتى يقترب من الضغط الجوي وبسبب كفاءة العزل الحراري يحدث تحول في الطاقة (قانون الغاز المثالي) وتنخفض درجة الحرارة حتى حوالي 158 تحت الصفر وهي قريبه جدا من درجة الإسالة. في الحقيقة يكون الغاز قدا أصبح سائلا عند هذه الدرجة لكونه مايزال تحت ضعط أرفع من الضغط الجوي بقليل. تحدث أخيرا عملية الإسالة الطبيعية في إناء يعرف بإناء التبخير النهائي حيث يهبط ضغط الغاز للضغط الجوي تقريبا وتهبط معه درجة الحراة إلى -161.5 ويصبح الغاز عندها سائلا يمكن ضخه إلى خزانات تبريد ذات عزل حراي عالي الكفاءة كما يمكن ضخه فيما بعد إلى حاويات النقل فيما بعد (سفن بحرية في الغالب).

 شركات الغاز المسال

تعتبر قطر أكبر مصدر للغاز الطبيعي المسال في العالم بينما تعتبر الجزائر أول منتج له. وفي نهاية العام 2009 يتوقع ان تبدأ الشركة اليمنية للغاز الطبيعي المسال أو إنتاج لها. فيما يلي بعض الشركات المنتجة مع متوسط إنتاجها السنوي:

نورث ويست: 4.4 مليون طن للعام

سي جاز: 5.5 مليون طن للعام

الشركة اليمنية للغاز الطبيعي المسال:6.7 مليون طن للعام

تانجو: 7.6 مليون طن للعام

ساخالين:9.6 مليون طن للعام

قطرغاز: 15.6 مليون طن للعام

راسجاز قطر: 15.6 مليون طن للعام

Natural Gas to Liquids GTL


  • GTL means Gas to Liquids.
  • A whole range of fuels can be produced from Natural gas by partial oxidation to synthesis gas (a mixture of H2 and CO) and subsequent conversion of this gas • 1993 – Shell pioneered the GTL business at their Shell Middle Distillate Synthesis Plant in Bintulu.
  • In this plant Naphtha, Kerosene and Fischer Tropsch Diesel (FTD) were produced apart from other specialized products

how to convert natural gas to NGLGas to Liquids: A New Frontier for Natural Gas:

  • The relatively high world crude oil prices have drawn attention to the potential for developing previously uneconomical natural gas reserves, such as associated gas or stranded gas.
  • Converting these resources to liquids – either to liquefied natural gas (LNG) or to petroleum liquid substitutes, such as diesel, naphtha, motor gasoline, or other products (such as lubricants and waxes) by employing “gas to liquids” (GTL) technology – could provide a way to bring these gas resources to market.
  • GTL has recently become attractive as an option for monetizing stranded gas and complementing traditional commercialization opportunities such as LNG or pipeline transportation.

Gas to Liquid – Commercial Viability

NGL commercial

Gas to Liquids: Economics

  • The economics of GTL continue to improve with advances in technology and scale.

–        Capital costs have dropped significantly, from more than $100,000 per barrel of total installed capacity for the original plants to a range of $25,000 to $30,000 per barrel of capacity today.

–        Moreover, Royal/Dutch Shell has commented that it expects to be able to reduce the costs to below $20,000 per barrel.

–       By comparison, the costs associated with conventional petroleum refining are around $15,000 per barrel per stream day after several decades of technology improvements.

  • The high oil prices of recent years have made transportation fuels produced through GTL technology commercially viable.
    •          Few companies release the detailed costs of their GTL conversion technologies.
    •          According to ConocoPhillips, assuming that the cost of natural gas is $1.00 per million Btu, GTL fuel is cost competitive with diesel fuel at world oil prices above $20 per barrel.

GTL – FTD – Advantages:

  • Among the different GTL products, the diesel fraction is highly valued in the downstream market because of its unique properties that meet environmental regulations

–        The GTL fuel reduces emissions relative to conventional diesel, as it contains near-zero sulfur and aromatics.

–        GTL fuel also exhibits a high cetane number that enhances engine combustion performance

–        Because they are compatible with existing vehicle engines and fuel distribution infrastructures, GTL fuels are the most cost-effective in reducing emissions among the non-conventional fuels

Gas to Liquid Plants

At present, worldwide there are at least 9 commercial GTL projects at various stages of planning and development

  • for the period 2009 to 2012 that could bring to market an additional capacity of 580 thousand barrels per day.
  • More than 19 additional proposed projects could double that capacity beyond 2012
  • Initiated by companies operating in gas-rich countries – Qatar, Iran, Russia, Nigeria, Australia, and Algeria – where natural gas can be developed at a cost of less than $1.00 per million Btu.

Gas to Liquids – Major Initiatives

  • Qatar’s North Field, with an estimated 900 trillion cubic feet of natural gas reserves, and the adjoining South Pars field in Iran with an estimated 500 trillion cubic feet of reserves, are the cheapest natural gas resources in the world
  • For other countries, such as Nigeria and Algeria, GTL complements their LNG industries
  • offers promise for use in Nigeria to convert natural gas that would otherwise be flared.
  • Challenges

–        Huge capital investments

–        Project financing

–        Availability of qualified contractors and operators

Gas to Liquids –  Major Initiatives – Qatar

  • Qatar NGL projectsSix of the nine confirmed GTL projects are located in the state of Qatar as joint ventures

–        Based on an integrated development and production sharing agreement (DPSA) with major international oil companies.

–        Foreign companies have favored this approach, because it gives them an opportunity to book part of the gas reserves on their balance sheet and support their upstream and downstream activities

–        By 2011, Qatar is set to produce about 394,000 barrels of GTL products per day or 68% of total planned GTL capacity

  • Have established a favorable climate in terms of transparent business and investment policies.
  • Stable tax regulations
  • Enforcement of formal agreements
  • Government’s willingness to protect foreign investors through its legislature.
  • Stable political climate
  • Developed infrastructure and Service
  • Provides guarantees for the safety of foreign employees
  • Potential for future development through expansion of existing facilities.
    • Qatar reached agreements with a group of financial institutions to fund their gas-related projects in exceed $60 billion

    –        Developed a master plan to expand its port

    –        Double the size of Ras Laffan Industrial city from 39 square miles to 77 square miles,

    –        Accommodate 7 GTL projects, 16 LNG trains, 5 gas processing plants, 6 to 7 ethylene plants, and a variety of other gas-related industries.

    –        By 2012, Qatar must produce nearly 25 billion cubic feet of natural gas per day to support its commitments.

    –        10.3 bcf/day to produce 77 millions metric tons of LNG p. a

    –        4 bcf/day for the 394,000 barrels per day of GTL

    –        5 bcf/day for petrochemical, local power, and industrial projects

    –        2 bcf/day for exports through the Dolphin pipeline.

Gas Markets, Gas Applications and Feedstock

The natural gas market world-wide is huge. Although there is a need to provide a standardized gas such that all the end users’ gas burners will function as intended, there are regional differences in specifications. The US market has this challenge that makes the interchangeability of gases difficult, and the cost and feasibility of standardizing has been considered but discarded.

In the UK, however, a similar conversion was done area by area in the 1960s and 1970s as the market was converted from ‘town gas’ to ‘North Sea gas’. (Town gas was synthesized by gasification of coal.) Town gas was common in Europe until the advent of gas finds in the North Sea. Pipelines from these and Russian fields serves this market today. North America has had a change of fortune in recent years by technology enabling the production of so-called shale gas. There have also been LNG projects developed, with more coming on stream in the next few years. Gas is challenged by other forms of energy.

Although existing users are to an extent ‘sitting ducks’ due to investments made, provision costs of gas must be kept in check to keep its market share. Electricity is the immediate competitor in the retail market, and that in turn could be provided through the combustion of gas, coal or oil, and other sources are nuclear power plants and hydroelectricity. The more alternatives that are available in any one market, the more the focus on provision cost of energy in the market. Deeper discussions of these issues may be found elsewhere (BP, 2011; IGU, 2013a,b; Natural Gas Supply Association, 2005).

Specifications of natural gas as a product is a very interesting topic in many ways and the specifications really determine what treatment a gas eventually needs. There are two dimensions to this. One is the transport system that supplies a market and what treatment the gas needs to uphold flow assurance in the supply chain. The other is the end market with its appliances where gas burners have been fitted with certain gas properties in mind.

Interchangeability of gas cannot be taken for granted. There are many stumbling blocks to this (IGU, 2011). Methane, or natural gas, is less reactive than their heavier analogues like ethane, propane and so on. As feedstock for making hydrogen as in the ammonia process it is the preferred starting point as the ratio of hydrogen to carbon is highest in methane. For this reason, and because of the pricing, natural gas is the feedstock of choice for this purpose.

The C2+ fraction of the natural gas has in the main a higher market value as feedstock than as fuel. Hence the opportunity to separate these components from the gas is often taken. The economics of this has varied over time though.


For various assessments it is valuable to have a feel for sizes of plants and associated variables. The question being, what is big, what is small, what is a challenge and what is trivial. Plant sizes and complexities will vary widely. Perhaps the simplest gas treating plant to be encountered in this context will the end-of-pipe solution scrubber where some contaminant is to be removed from an effluent gas stream before being released. Maybe this scrubber has a packing height of 3m and a diameter of 2 m, and furthermore when the absorbent has done its job, it may be returned to the process without further ado. A 400MW CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) power plant that needs CO2 abatement will have a gas stream in the order of 1.8millionm3/h, and the absorber would have a diameter around 17m if there is one train only.

A large synthesis gas train may have a gas flow in the order of 10 000 kmol/h. This would be 224 000Nm3/h. However, the pressure could be around 25 bar if this was an ammonia plant, and this would imply a real gas stream in the order of 10 000m3/h. In natural gas treating there is a wide range of plants.

A fairly small one might be 10 MMSCFD. This is a typical way of specifying plant size in North America. MMstands for ‘mille-mille’, which is Latin inspired, meaning 1000 × 1000 (or a million). SCF is Standard Cubic Feet, and D implies per 24 hours (a Day). In North America ‘Standard’ means the gas volume is at 60ºF and an absolute pressure of 14.696 psi (psi =pounds per square inch).

the ‘standard’ pressure may also be 14.73 psi, which is based on a pressure of 30 in. of a mercury column. Beware; if you are buying gas the difference in what you get is 0.23%, which is not to be given away easily in negotiations. A large gas plant could be in the region of 2million Sm3/day. This is typical of a gas field in the North Sea. This is in metric units, and the ‘standard’ now implies 15ºC and 1.013 bar. If this was indeed the gas’s temperature and pressure it would be at its ‘standard

conditions.’ Note that 15ºC and 60ºF are not identical. European and American standard conditions are not equal: something to be kept in mind when selling and buying.
An often used specification for H2S allowed in natural gas is 0.25 grain per 100 SCF. This is a US term. One ‘grain’ is 1/7000th of a pound (lb). LNG plants are usually referred to in million tonnes of LNG per year. A plant of 3million tonnes per year was considered big less than 10 years ago, but one-train capacities have been stretched to 5–7 and there is a new generation of plants with a third refrigeration loop that could take the capacity to 10 million or more.

A large ammonia plant today would typically be 2000 tonnes per day. This is almost the double of what was usual around 1970. Cryogenic air separation units (ASU) could be as big as 3500 tonne of oxygen per day, but this size of plant is rare. Traditionally they have been built to provide oxygen for steel works. However, they figure in present day studies on oxy-fuel plants. That is, power plants where hydrocarbons, or coal more likely, is combusted with oxygen to make the CO2 resulting more easily accessible for capture and storage.

It is good to develop an intuitive sense for plant sizes and put them into perspective. The ability to distinguish between the various ‘standard’ units of gas quantity is a must. To help in this direction and to summarize the earlier discussion of plant sizes.

Ambient Conditions

Plants have been built in all sorts of places. Some are hot, some are cold and some are to be found at a high altitude where the air is thin. When comparing plant costs and efficiencies, this must be kept in mind. An LNG plant will of course have a better efficiency if the heat sink is at 5ºC compared 35ºC. On the other hand winterization may be costly. Special precautions must be made if it is to be operated for weeks on end at −40ºC.

1. Gas Treating – Absorption Theory and Practice – DAG A. EIMER
2. Fundamentals of Natural Gas, Arthur J. Kidnay & William R. Parrish

What is LNG?

What is LNG?
Liquefied natural gas, or LNG, is natural gas in its liquid form. When natural gas is cooled to minus 259 degrees Fahrenheit (-161 degrees Celsius), it becomes a clear, colorless, odorless liquid. LNG is neither corrosive nor toxic.
Natural gas is primarily methane, with low concentrations of other hydrocarbons, water, carbon dioxide, nitrogen, oxygen and some sulfur compounds. During the process known as liquefaction, natural gas is cooled below its boiling point, removing most of these compounds. The remaining natural gas is primarily methane with only small amounts of other hydrocarbons. LNG weighs less than half the weight of water so it will float if spilled on water.


LNG plant

Natural gas is in great demand globally as a clean fuel and as a feedstock for petrochemicals, agricultural chemicals and plastics. Traditionally, transport has been limited to pipelines, whose economic and physical limitations have typically restricted distribution to regional/interstate supply, relatively close to the gas source, where terrain and geopolitical considerations are not prohibitive. However,
when converted to Liquefied Natural Gas (LNG), the fuel can be conveniently transported by ship to distant markets
worldwide – well beyond the reach of pipeline systems, thereby greatly increasing the availability of this highly desirable energy resource with an unparalleled flexibility of supply.

Liquefied natural gas (LNG) is essentially natural gas (NG), cooled at a certain temperature below its vaporization point. Thus, the LNG  productive chain starts in the exploration and production of natural gas.
At this initial exploration phase, there is a close relation between the NG and petroleum industries. This occurs because usually, in the same basin, there may be gas together with
petroleum, either dissolved or as a gas layer formed in the upper part of the deposit. In this case, it is said that natural gas is “associated” to petroleum. In turn, the so-called “nonassociated” gas is the one found in fields where there is very little or no petroleum, allowing only the exploration of gas. This way, the geological research efforts to locate these fields, as well as the drilling, development and exploration technologies may be shared between the two industries.

 How it works
When chilled to -162º C (-260º F) at 1 atm, natural gas is a clear liquid taking up 600 times less space than the corresponding gas and enabling practical transportation
by specially designed ships. Various combinations of refrigeration cycles are used in licensed LNG production processes, but most employ gas turbine-driven compressors
to achieve the necessary cryogenic temperatures. For commercial, safety and environmental reasons, these compression units must be very robust, efficient, and
highly reliable.

Where does LNG come from?
A majority of the world’s LNG supply comes from countries with large natural gas reserves. These countries include Algeria, Australia,
Brunei, Indonesia, Libya, Malaysia, Nigeria, Oman, Qatar, and Trinidad and Tobago.

What countries import LNG?
There are 60 LNG receiving terminals located worldwide. Japan, South Korea, the United State and a number of European Counties
import LNG.

Where are LNG import terminals located in the United States?
LNG terminals in the United States are located in Everett, Massachusetts; Cove Point, Maryland; Elba Island, Georgia; and Lake Charles, Louisiana; Offshore Boston; Gulf of Mexico; Freeport, Texas; Sabine, Louisiana; and Peñuelas, Puerto Rico.

How is LNG transported?
LNG is transported in double-hulled ships specifically designed to handle the low temperature of LNG. These carriers are insulated to limit the amount of LNG that boils off or evaporates. This boil off gas is sometimes used to supplement fuel for the carriers. LNG carriers are up to 1000 feet long, and require a minimum water depth of 40 feet when fully loaded. There are currently 136 ships which transport more than 120 million metric tons of LNG every year. (Source: University of Houston IELE,Introduction to LNG.)

 How is LNG stored?

LNG tank farm

When LNG is received at most terminals, it is transferred to insulated storage tanks that are built to specifically hold LNG. These tanks can be found above or below ground and keep the liquid at a low temperature to minimize the amount of evaporation. If LNG vapors are not released, the pressure and temperature within the tank will continue to rise. LNG is characterized as a cryogen, a liquefied gas kept in its liquid state at very low temperatures. The temperature within the tank will remain constant if the pressure is kept constant by allowing the boil off gas to escape from the tank. This is known as auto-refrigeration. The boil-off gas is collected and used as a fuel source in the facility or on the tanker transporting it. When natural gas is needed, the LNG is warmed to a point where it converts back to its gaseous state. This is accomplished using a regasification process involving heat exchangers.

 How is natural gas stored?
Natural gas may be stored in a number of different ways. It is most commonly stored underground under pressure in three types of facilities. The most commonly used in California are depleted reservoirs in oil and/or gas fields because they are more available. Aquifers and salt cavern formations are also used under certain conditions. The characteristics and economics of each type of storage site will dictate its suitability for use. Two of the most important characteristics of an underground storage reservoir are its capability to hold natural gas for future use and its deliverability rate. The deliverability rate is determined by the withdrawal capacity of the associated valves and compressors and the total amount of gas in the reservoir. In other states, natural gas is also stored as LNG after the natural gas has been liquefied and placed in above-ground storage tanks. (Source: U.S. Department of Energy, Energy Information Administration.)

 How is LNG used?
LNG is normally warmed to make natural gas to be used in heating and cooking as well as electricity generation and other industrial uses. LNG can also be kept as a liquid to be used as an alternative transportation fuel.

Why use LNG?
Natural gas is the cleanest burning fossil fuel. It produces less emissions and pollutants than either coal or oil. The North American supply basins are maturing and as demand for natural gas increases in California and throughout the United States, alternative sources of natural gas are being investigated. Natural gas is available outside of North America, but this gas is not accessible by pipelines. Natural gas can be imported to the United States from distant sources in the form of LNG. Since LNG occupies only a fraction (1/600) of the volume of natural gas, and takes up less space, it is more economical to transport across large distances and can be stored in larger quantities. LNG is a price-competitive source of energy that could help meet future economic needs in the United States.

 Is LNG flammable?
 When cold LNG comes in contact with warmer air, it becomes a visible vapor cloud. As it continues to get warmer, the vapor cloud becomes lighter than air and rises. When LNG vapor mixes with air it is only flammable if it’s within 5%-15% natural gas in air. If it’s less than five percent natural gas in air, there is not enough natural gas in the air to burn. If it’s more than 15 percent natural gas in air, there is too much gas in the air and not enough oxygen for it to burn.

 Is LNG explosive?
As a liquid, LNG is not explosive. LNG vapor will only explode if in an enclosed space. LNG vapor is only explosive if within the flammable range of 5%-15% when mixed with air.

 What is a Rapid Phase Transition?
When enough LNG is spilled on water at a very fast rate, a Rapid Phase Transition, or RPT, occurs. Heat is transferred from the water to the LNG, causing the LNG to instantly convert from its liquid phase to its gaseous phase. A large amount of energy is released during this rapid transition between phases and a physical explosion can occur. While there is no combustion, this physical explosion can be hazardous to any nearby person or buildings.

  LNG Liquefying
The natural gas liquefying plant is the main stage in the LNG production chain. In it, the temperature of natural gas is reduced to -162º C, which is below the vaporization point of methane. Hence, the methane gas turns liquid and its volume is reduced to 1/600 of the original volume
The liquefying plant is usually built in coastal areas, in bays, so that it facilitates the production outflow by vessels, thus making it also desirable for the plant to be close to the NG producing fields, as the transportation price via gas pipelines is considerable and, depending on the distance to be covered, it may increase the global costs of the project.
The premises composing the liquefying plant are: a gas processing unit (UPGN) in case the gas has not been previously processed with the separation of components of greater commercial value and the standardization of the product global composition. The gas is then dehydrated and broken down, so that hydrocarbons are separated: processed or dry gas (essentially methane), ethane, GLP (propane and butane) and C5+ components (especially natural gasoline). This way, the natural gas processed is led to the liquefying
stage in a set of heat exchangers and LNG storage tanks.
The liquefaction of NG is conducted at several stages of gas cooling until the cooled liquid is obtained in a process similar to that of a conventional refrigerator. A cooling gas extracts heat from the NG by means of heat exchangers in parallel sets, forming liquefying trains until this gas is cooled at a temperature of -162ºC.
Propane is the main cooling gas, leading the NG temperature to -30ºC; the gas will go through other cooling trains in which nitrogen, associated to other hydrocarbons, act as secondary coolers, making NG go below the vaporization temperature.
The technology that uses propane as initial cooling gas is the most commonly used and gained the market along the evolution and diffusion of LNG in the world market,
incorporating several technological improvements, mainly concerning cooling compression turbines, which account for a large share of the plants operational cost and their efficiency, allied to increase in power and environmental improvement in the use of cooling gases, besides the development of much more efficient thermal insulating materials, which revest the storage tanks, were essential for the growth in the insertion of LNG as a viable option to
natural gas.
The storage of liquefied NG is made in tanks with compression and re-liquefying systems to recover the gases that leak from stocking and resume the gas state; the logistics of liquefying, shipping and transportation forecasts is necessary for minimizing the stored volume, maximizing the LNG production and therefore mitigating losses from re-liquefying
and storage.

LNG Shipping

LNG ship
LNG ship

 In order to convey the LNG between the liquefying and regasification plants, specially built vessels for storing gas in its liquid form are used, which count on large reservoirs capable of keeping the gas temperature during transportation. However, losses occur in this process varying from 1% to 3% of the initial volume, according to the distance to be covered, besides the consumption of the gas employed as fuel for the LNG Carrier Ship.
the ones that store gas in spherical tanks and those counting on tanks in longitudinal positions; the costs between the two types is similar both in construction and in operation.In function of its great meaningfulness for the world LNG industry, Japan concentrates a large share of the shipyards that build these types of vessels, and today it has European
and Korean shipyards as competitors in this sector. The major producing companies are Daewoo Shipbuilding, Hyundai Heavy Industries, Mitsui Engineering & Shipbuilding,
Samsung Heavy Industries, Kawasaki Shipbuilding and Mitsubishi Heavy Industries.
Besides LNG Carrier Ships, LNG can also be conveyed by smaller tanks, by means of trucks or trains generally used to supply peak, temporary or isolated demands when the development cost of a gas pipeline makes the gas supply too expensive.
 Regasification plants constitute the importation side in the LNG chain. They are usually located close to the natural gas consumer centers and harbor LNG Carrier Ships in
especially built terminals. The plants are formed by LNG storage tanks and heat exchangers where LNG is again transformed into gas for distribution.