با توجه به اهمیت گاز طبیعی به عنوان یکی از منابع مهم انرژی و روند رو به رشد مصرف آن در جهان، همچنین وجود ذخایر عظیم گاز طبیعی، ضرورت ساخت تجهیزات تولید، فرآوری و مهم تر از آن، انتقال گاز طبیعی به بازار مصرف افزایش یافته است. از آنجا که اکثر میادین گاز طبیعی در جهان دور از بازار مصرف هستند، هزینه های مربوط به تولید، فراوری و مهم تر از آن، انتقال گاز طبیعی زیاد است. در چنین وضعیتی انتقال گاز با راهکارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها از اهمیت ویژه ای برخوردار است.

همین مسئله باعث ایجاد روش های مختلف برای انتقال گاز طبیعی شده است که از جمله مهم ترین روش های فروش و صادرات عبارتند از خطوط لوله، گاز طبیعی مایع شده (LNG) ، گاز طبیعی متراکم شده (CNG) ، هیدرات گاز طبیعی (NGH) ، تبدیل گاز به فرآورده های مایع (GTL) و سپس فروش فرآورده های مایع، استفاده از انرژی گاز برای تولید جریان الکتریسیته (GTW) و سپس فروش برق و بالاخره استفاده از انرژی گاز برای تولید محصولات با ارزش مورد نیاز (GTC) و فروش آن ها.

بررسی ها نشان داده اند که انتقال گاز طبیعی به فواصل دور ( مکان هایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نیست) به صورت هیدرات گازی یا CNG با قیمت کمتر از LNG امکان پذیر و عملی است. مزیت رقابتی NGH یا CNG بر سایر روش های انتقال (غیر از خط لوله) این است که آن ها روش های ساده ای هستند و به هزینه و سرمایه کمتری نیاز دارند.

   اهمیت رو به افزایش گاز طبیعی به عنوان یکی از حامل های پاک انرژی و وجود منابع عظیم آن در جهان، کشورها را به شناسایی، اکتشاف، بهره برداری، تولید و تجارت گاز طبیعی تشویق و ترغیب کرده است. صنعت گاز امروزه به یکی از پیشروترین منابع تأمین انرژی در جهان تبدیل شده است، بطوری که کارشناسان، آینده انرژی جهان را متعلق به گاز طبیعی می دانند. گاز طبیعی به دلیل مزایای زیست محیطی بسیار در مقایسه با حامل های عمده انرژی به ویژه نفت و فراورده های حاصل از آن و با توجه به روند سریع کاهش ذخایر سوخت های فسیلی دیگر مانند نفت و ذغال سنگ، بطور ملموسی مورد توجه قرار گرفته است.

شواهد نشان می دهد مصرف گاز طبیعی در 2025 معادل 176 تریلیون فوت مکعب خواهد بود که این رقم در مقایسه با رقم 90 تریلیون فوت مکعب مصرف گاز در 2001 ، حدوداً 2 برابر است و برهمین اساس سهم گاز در سبد انرژی از 23 درصد در 2001 به 28 درصد در 2025 خواهد رسید. به این ترتیب با توجه به در دست داشتن ذخایر عظیم گاز طبیعی و روند روبه رشد مصرف آن در جهان ضرورت ساخت تأسیسات تولید، فرآوری و مهم تر از آن انتقال گاز به بازارهای جهان افزایش می یابد.

   با توجه به این واقعیت که بسیاری از منابع گاز طبیعی در جهان دور از مراکز تقاضا هستند، صادرات و فروش گاز به وسیله راهکارهای جدید همراه با کاهش هزینه ها، از اهمیت ویژه ای برخوردار است تا جایی که باعث ایجاد روش های مختلف صادرات و فروش گاز طبیعی شده است.

روش های متداول برای صدور گاز طبیعی

• خط لوله

   یکی از مهم ترین و آسان ترین راه های صدور گاز طبیعی به ویژه برای نواحی همسایه و نزدیک به هم، انتقال گاز از طریق خط لوله است. در این روش پس از تعیین قطر خط لوله، مقدار گازی که بوسیله فشار انتقال می یابد، مشخص می شود و به منظور بهره برداری از حداکثر ظرفیت خطوط لوله و افزایش بازدهی در نقاط مصرف و امکان تکمیل و توسعه شبکه های شهری و خطوط صادرات گاز، از ایستگاه های تقویت فشاردر طول خط لوله استفاده می شود. فشار خط لوله بسته به جنس لوله و عمر آن، معمولاً بین psig 1100-700 است. همچنین با کاهش نیروی اصطکاک در طول خط لوله و بکارگیری مواد مقاوم در مقابل خوردگی برای ساخت لوله، قابلیت عبوردهی جریان در خط لوله افزایش می یابد.

   خطوط لوله در خشکی اغلب از چندین مرز سیاسی عبور می کنندو به همین دلیل نسبت به خرابکاری در کشورهای متخاصم آسیب پذیرند. به این ترتیب استفاده از این روش برای صدور گاز از ذخایر کوچک، اقتصادی نیست. خطوط لوله دریایی نیز با توجه به پستی و بلندی های کف در یا، شرایط سخت نصب و نگهداری و لزوم تقویت فشار در طول مسیر، برای فواصل بیش از 2000 مایل غیر اقتصادی هستند. به این ترتیب هزینه های نصب خط لوله بسته به موقعیت مکانی (پستی و بلندی ها، دوری و نزدیکی به ذخایر) و همچنین تعداد ایستگاه های تقویت فشار، بطور متوسط یک تا 5 میلیون دلار و یا بیشتر به ازای هرمایل است. بنابراین فاصله، یک عامل بسیار مهم در تعیین هزینه های نهایی خطوط لوله به شمار می آید و هزینه های نهایی بطور تقریبی متناسب با فاصله است.

• گاز طبیعی مایع شده(Liquefied Natural Gas)

   گاز طبیعی مایع شده (LNG) که از سرد سازی گاز طبیعی تا دمای 162 درجه زیر صفر بدست می آید، مایعی است بی بو، بی رنگ، غیرخورنده و غیرسمی که بخش اعظم آن را متان تشکیل می دهدو دارای مقادیر بسیار کمی اتان، پروپان، بوتان و نیتروژن است. در فرایند مایع سازی حجم گاز حدود 600 مرتبه کاهش می یابد، بنابراین می توان گاز را بصورت مایع، برای عرضه به بازارهای دوردست و مکان هایی که امکان انتقال گاز از طریق خط لوله میسر نیست، حمل کرد.

   از ژانویه 1959 وقتی که اولین محموله LNG از ایالات متحده به انگلستان منتقل شد، تقاضای LNG بطور چشمگیری افزایش یافت، بطوری که در 2001 تقاضای LNG بیش از 100 میلیون تن در سال برآورد شده است.

  اکنون صدور گاز به صورت LNG به ژاپن، ایالات متحده و اروپا از میدان های گازی دور به دلیل پیشرفت فناوری و بازده ترمودینامیکی تجهیزات LNG اقتصادی است، ولی هنوز هم گران به نظر می رسد و اغلب هزینه ای معادل قیمت نفت برای انتقال از ذخایر گازی به مخازن ذخیره دارد. در هر صورت هزینه های انتقال LNG به ازای هر مایل از خط لوله کمتر است. نکته مهم اینکه بهره برداری از ذخایر گازی کوچک برای تولید LNG اقتصادی نیست زیرا ظرفیت بالا و عملیات پیوسته موجب حفظ بازدهی ترمودینامیکی می شود و قیمت ها را کاهش می دهد، بنابراین حجم ها کوچک گاز از نظر اقتصادی برای تأسیسات LNG مناسب نیستند.

   هر واحد گاز طبیعی مایع از چند بخش اساسی فرایند تولید LNG ، حمل و نقل دریایی، تخلیه و بارگیری و نهایتاً تبدیل مجدد به گاز تشکیل یافته است که هر کدام از این بخش ها، سرمایه زیادی را طلب می کند. فرایند تولید LNG شامل واحدهای جداسازی گازهای اسیدی، آب گیری (برای جلوگیری از تشکیل هیدرات جامد در واحد مایع سازی)، مایع سازی گاز (در این واحد گاز تا دمای 162- سرد شده و به حالت مایع در می آید)، واحد بازیافت گوگرد و مخازن دخیره است.

   پس از فرایند تولید، گاز طبیعی مایع شده (LNG) از مخازن ذخیره به وسیله کشتی های سرماسازی ویژه ای به محل مورد نظر انتقال می یابد. سه نوع سیستم حمل و نقل در کشتی های مدرن LNG وجود دارد که عبارتند از سیستم کروی، سیستم غشایی و سیستم منشوری. معمولاً 52 درصد کشتی ها از سیستم کروی، 43 درصد از سیستم غشایی و 5 درصد از سایر سیستم ها برای حمل LNG استفاده می کنند.

از مزایای این روش، حمل و نقل ساده تر گاز طبیعی مایع شده به مسافت های طولانی و کاهش مشکلات سیاسی به لحاظ عبور از آب های بین المللی است.

   اما این روش صادرات نیز پیامدهای منفی به دنبال دارد که عبارتند از:

1- صرف هزینه زیاد برای مایع سازی گاز طبیعی به علت نیاز به کار کردن در فشارهای بالا.

2- با توجه به اینکه تجهیزات LNG در معرض دید بوده و نیز به آسانی قابل شناسایی اند، نسبت به حملات تروریستی آسیب پذیرند.

3- تمرکز مقدار زیادی گاز مایع شده در یک نقطه و خطرات ناشی از آن. از جمله مهم ترین خطرات فیزیکی LNG عبارتند از آتش استخری ( در نتیجه ریزش LNG در نزدیکی محل احتراق)، دمای پایین LNG و آسیب های ناشی از آن (آسیب رساندن به تجهیزات و پرسنل عملیاتی) و بالاخره انفجار بدون شعله (تغییر فاز سریع) که در نتیجه ریزش LNG به وجود می آید. در حقیقت اگر LNG روی آب بریزد ولی بلافاصله مشتعل نشود با انفجاری بدون شعله به ابرهای بخار تبدیل می شود که این ابرها می توانند همراه جریان هوا حرکت کنند و در صورت رسیدن به شرایط احتراق مشتعل شوند.

• گاز طبیعی فشرده شده (Compressed Natural Gas)

   گاز طبیعی را می توان به صورت گازی و به وسیله مخازنی با فشارهای بالا انتقال داد. به طور نمونه می توان یک گاز طبیعی که دارای میزان قابل ملاحظه ای اتان و پروپان است را تا فشار psig 1800 و یک گاز طبیعی که بخش اعظم آن متان است را تا فشار حدود psig 3000 فشرده کرد. گاز طبیعی در این فشارها، گاز طبیعی فشرده شده (CNG) نامیده می شود.

   فناوری CNG یا گاز طبیعی فشرده شده، برای انتقال گاز در مسافت های طولانی، قابلیت مهمی بشمار می رود. CNG را می توان در کشتی های مخصوصی ذخیره و سپس به مقاصد مورد نظر حمل کرد. کشتی های CNG در ابتدا دارای مخازن تحت فشار با دیواره های ضخیم و به لحاظ وزنی سنگین بودند، اما اخیراً طرح های سبک تری پیشنهاد شده است. در یکی از این طرح ها، گاز در لوله های طولانی با دیواره های نازک (قطر خارجی 6.25 اینچ و ضخامت دیواره لوله 0.25 اینچ که به دور قرقره های بزرگی پیچیده شده اند) ذخیره می شود. در این روش کلیه لوله ها و ساختارهای وابسته همراه گاز انتقال می یابد ولی با این حال هزینه ساخت آن کمتر از مخازن تحت فشار است.

   کشتی ها ی مجهز به این سیستم توانایی حمل یک بیلیون فوت مکعب گاز طبیعی در حالت استاندارد را دارند. در روش دیگر گاز در لوله هایی بلند و قطور که به صورت افقی یا عمودی در محفظه های سرد شده و عایق بندی شده در کشتی تعبیه شده اند، ذخیره می شود و به منظور کاهش خطرات احتمالی، دمای این لوله ها در 20 درجه سانتی گراد زیر صفر نگه داشته می شود. گاز برای ذخیره سازی به این روش می بایست خشک، فشرده و سپس سرد شود. در این روش کمپرسور و خنک کننده های مناسبی نیاز است ولی با این حال از روش گاز طبیعی مایع (LNG) ارزان تر و به عقیده متخصصان تجهیزات آن ساده تر است. این کشتی ها توانایی حمل تا 2 بیلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد را دارند.

   با استفاده از فناوری CNG هم انتقال گاز از ذخایر کوچک (در مکان هایی که هیچ بازار یا خط لوله ای وجود ندارد) و هم انتقال مقادیر کم گازهای همزاه با نفت که نمی توانند سوزانده یا تزریق شوند، ممکن می شود. همچنین CNG می تواند به عنوان سوخت در وسایل نقلیه مورد استفاده قرار گیرد و از جمله مزایای بکارگیری CNG به عنوان سوخت، پایین بودن نسبت کربن به هیدروژن (در نتیجه تولید CO کمتر) و سطح بسیار پایین ترکیبات گوگردی آن است.

   سادگی فرایند تولید CNG و فناوری ساده تر ساخت کشتی های حمل آن نسبت به LNG ، طرح های CNG را به عنوان گزینه ای بالقوه برای انتقال گاز طبیعی مطرح کرده است.

   مطالعات نشان می دهند مقادیر قابل توجهی گاز طبیعی (حدود 500 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد) را می توان به تین روش و با هزینه ای کمتر از LNG انتقال داد. اما یکی از مشکلات اساسی عملی نشدن به کارگیری وسیع فناوری CNG در جهان، بالا بودن احتمال انفجار به دلیل فشار بالای گاز در مخازن لوله ای شکل است و با توجه به این نکته استفاده از این فناوری برای انتقال گاز تنها تا فواصل 2500 مایل مطمئن به نظر می رسد.

• تبدیل گاز طبیعی به فراورده های مایع و سپس صادرات و فروش آن ها (Gas to Liquid)

   امروزه یکی از راهکارهای مناسب برای انتقال گاز طبیعی، تبدیل گاز به فراورده های مایع GTL از قبیل سوخت های پاک Syncrude ، دیزل، روغن ها، واکس ها، آمونیاک، متانول، ماده اولیه برای ساخت پلاستیک (از قبیل اوره، دی متیل اتر که امروزه به عنوان سوخت وسایل نقلیه، جانشین LPG یا سوخت نیروگاه و نیز خوراک واحدهای شیمیایی استفاده می شود) و ... است.

طی سال های اخیر با پیشرفت قابل توجه (GTL) ، این فناوری به عنوان یک گزینه مناسب و اقتصادی برای بهره برداری از ذخایر گازی مطرح شده است.

   معمولاً فرایند تبدیل گاز به فراورده های نفتی مایع (GTL) شامل واحدهای زیر است:

1. واحد خالص سازی گاز:

   در این واحد گازهایی چون پروپان و بوتان (LPG) ، پنتان و اتان از گاز طبیعی جدا می شوندو گاز خالص سازی شده شامل متان و مقادیر کمی اتان است.

2. واحد تولید گاز سنتز:

   در این مرحله متان و اکسیژن با استفاده از روش های موجود برای تولید گاز سنتز، همچون تغییر مولکولی با بخار، تغییر مولکولی خودگرمایی یا اکسیداسیون جزئی و ... با هم ترکیب شده و گاز سنتز تولید می کنند. گاز سنتز مخلوطی است از هیدروژن و مونواکسید کربن که معمولاً حاوی مقادیر کمی بخارآب و دی اکسید کربن نیز هست.

3. واحد تولید هیدروکربن های خطی مایع (واحد فیشر- تراپش):

   در این مرحله، گاز سنتز تحت فشار اتمسفر و درجه حرارت 300-100 در مجاورت کاتالیست های فلزی همچون آهن، کبالت، نیکل، رتینوم یا رودیم، به صورت هیدروکربن خطی در می آید.

واحد سنتز فیشر- تراپس، واحد اصلی فرایند GTL بوده و رآکتور آن قلب کل فرایند محسوب می شود.

4. واحد پالایش، بهبود کیفیت و جداسازی محصول نهایی:

    در این مرحله با استفاده از فرایندهای پالایشگاهی محصولاتی چون گازوئیل، نفتا، نفت سفید و حتی بنزین با فراورده هایی همچون روغن های روان ساز و پارافین به دست می آیند. لازم به ذکر است که محصولات نهایی به دست آمده از فرایند (GTL) اکثراً معادل فراورده های نفتی حاصل از برج تقطیر پالایشگاه ها هستند و اصطلاحاً به آن ها فراورده های میان تقطیری گفته می شود.از همین رو بعضاً واژه Gas to Liquid با استفاده از فرایند فیشر تراپس را «تبدیل گاز به فرایندهای میان تقطیری» نیز می گویند.

   از مزایای این روش انتقال می توان به حمل و نقل آسان و ارزان محصولات به دلیل مایع بودن آن ها، کیفیت بالاتر محصولات نسبت به سایر روش های تهیه، ارتقای میزان بازدهی فرایند احتراق در موتورها، اقتصادی بودن فرایند به ویژه در مناطق دوردست، پایین بودن مشکلات زیست محیطی به دلیل سطح پایین گوگرد و ترکیبات آروماتیک و تولید محصولات گران قیمت اشاره کرد.

• استفاده از گاز طبیعی برای تولید جریان الکتریسته و سپس فروش جریان برق (Gas To Wire)

   در این روش، گاز طبیعی به عنوان سوخت در نیروگاه ها برای تولید جریان الکتریسته مورد استفاده قرار می گیرد و جریان الکتریسته از طریق کابل به مکان مورد نظر انتقال می یابد. بنابراین ذخایر گاز دور از ساحل می توانند به عنوان سوخت در نیروگاه های دور از ساحل مورد استفاده قرار گیرند و سپس جریان الکتریسته از طریق خطوط انتقال برق به ساحل انتقال می یابد که متأسفانه نصب این خطوط نیز تقریباً به گرانی نصب خطوط لوله است.

   از مزایای این روش انتقال انرژی می توان به کاهش انتشار گازهای گلخانه ای، کاهش سر و صدا، امنیت بالاتر، ایجاد فضای خالی برای سایر تجهیزات در سکوها و کاهش پرسنل عملیاتی و در نتیجه کاهش هزینه های سکوها اشاره کرد.

• استفاده از گاز طبیعی برای تولید محصولات با ارزش و فروش آن ها(Gas To Commodity):

   برای تولید محصولاتی از قبیل آلومینیوم، شیشه، آجر، سیمان، میله های آهنی و ... مقادیر زیادی انرژی نیاز است. در این روش، گاز پس از تبدیل به نیروی الکتریکی و یا گرمایی برای تولید محصول مورد نظر استفاده می شود.

   به این ترتیب انرژی گاز از طریق تبدیل به محصولات و کالاهای مورد نظر، وارد بازار مصرف می شود. از جمله معایب این روش هزینه بالای تجهیزات و لزوم واردات مواد خام برای تولید محصول مورد نظر است. به منظور بکارگیری روش GTC برای صدور انرژی، ضروری است بسیاری نکات از قبیل فرصت های بازار، ارزش رقابتی محصول، نوسانات قیمت، قیمت مواد خام و نیروی انسانی، هزینه لید محصول و قیمت فروش آن و ... را در نظر گرفت.

• هیدرات گاز طبیعی (Natural Gas Hydrate)

   یکی دیگر از راهکارهای مناسب و ارزان برای انتقال گاز طبیعی، فناوری تبدیل گاز طبیعی به هیدرات گازی است. به دنبال کشف این ترکیبات توسط سر همفری دیوی در 1810 ، تحقیقات زیادی روی هیدرات گاز طبیعی صورت گرفت و در 1934، همراشمیت نشان داد که تشکیل کریستال های هیدرات گازی باعث انسداد خطوط لوله انتقال گاز می شود. به این ترتیب با شناخت هیدرات گازی به عنوان عاملی مزاحم در خطوط لوله گاز، ایده انتقال گاز طبیعی به صورت هیدرات شکل گرفته است.

   هیدرات گازی محلول جامدی است که از ترکیب گازهای سبک هیدروکربنی (مانند متان، اتان، پروپان و ...) یا گازهای سبک غیرهیدرو کربنی (مانند دی اکسیدکربن، نیتروژن و ...) با آب در دمایی نزدیک به نقطه انجماد آب و در فشارهای بالا تشکیل می شود. در واقع وجود پیوندهای هیدروژنی بین مولکول های آب باعث ایجاد حفره هایی در ساختمان کریستالی مولکول آب به عنوان میزبان می شود و این گازهای سبک در این حفره ها به عنوان مهمان به دام می افتند. وجود نیروهای واندروالسی بین مولکول های گاز و آب باعث پایداری ترمودینامیکی این شبکه کریستالی می شود. در این نوع کریستال ها هیچ نوع پیوند شیمیایی بین مولکول های آب و مولکول گاز محبوس شده بوجود نمی اید.

   مدت های مدیدی استفاده از هیدرات گاز طبیعی به منظور ذخیره سازی و انتقال گاز،تنها یک پدیده آزمایشگاهی محسوب می شد، زیرا دانشمندان گمان می کردند برای جلوگیری از تجزیه هیدرات گاز طبیعی به فشارهای بالا نیاز دارند و با توجه به اینکه ایجاد فشار بالا باعث افزایش هزینه ها می شود، استفاده از هیدرات گاز طبیعی به منظور ذخیره سازی و انتقال در مقیاس بالا مورد توجه قرار نگرفت. بر همین اساس به منظور کاهش هزینه ها بنش (1942) پیشنهاد داد به جای استفاده از فشار بالا برای جلوگیری از تجزیه هیدرات، از روش سرد سازی هیدرات تا دمای پایینی مانند 32- استفاده شود.

   اگرچه سرد سازی هیدرات تا دمای پایین تر از 32- درجه سانتی گراد از نظر فناوری عملی و میسر است، اما ذخیره سازی و انتقال حجم های بالایی از هیدرات با چنان دمایی به لحاظ اقتصادی امکان پذیر نیست. این مسئله به وسیله گودموندسون (1990) مورد بررسی قرار گرفت. او پیشنهاد کرد که هیدرات گاز طبیعی تا زیر دمای تعادلی سرد شود تا برای ذخیره سازی و انتقال در مقیاس زیاد پایدار بماند، اما بهتر است هیدرات تحت شرایط نزدیک به آدیاباتیک نگه داشته شود. به این ترتیب هیچگونه انرژی گرمایی اجازه ورود به سیستم را ندارد و سرعت تجزیه هیدرات کاهش می یابد. همچنین او نشان داد که نرخ تجزیه هیدرات گاز طبیعی در فشار اتمسفری، در محدوده دمایی 5- تا 15- درجه سانتی گراد ناچیز است و پیشنهاد کرد که هیدرات گازی در زیر لایه ای از یخ به عنوان محافظ برای جلوگیری از تجزیه بیشتر، نگهداری شود.

   پس از فرایند تولید، هیدرات گاز طبیعی به وسیله کشتی های ایزوله ویژه ای به محل استفاده منتقل می شود و با توجه به اینکه دمای حمل هیدرات بالاتر از دمای حمل LNG است و نیز نیازی به فشارهای بالا (بیش از psig 3000 مانند روش CNG ) ندارد، هیدرات گازی را می توان با سهولت بیشتری انتقال داد. از این رو فناوری ساخت کشتی های حمل هیدرات پیچیدگی بسیار کمتری نسبت به کشتی های حمل LNG و CNG خواهد داشت.

   علاوه بر بکارگیری NGH برای ذخیره سازی و انتقال گاز طبیعی، این ترکیبات همچنین در بسیاری فرایندهای جداسازی از قبیل جداسازی دی اکسیدکربن، نمک زدایی از آب دریا و ... مورد استفاده قرار می گیرند و اخیراً با توجه به گرمای تجزیه بالای هیدرات گاز طبیعی (NGH) ، این ترکیبات می توانند در فرایند خنک سازی نیز بکار گرفته شوند.

   امروزه مخازن بزرگ هیدرات حاوی متان در لایه های منجمد اعماق زمین و رسوبات دریاها در عمق های بیشتر از 500 متر کشف شده اند که اگر به صورت صحیح مورد بهره برداری قرار گیرند، می توانند منبع انرژی عمده ای در 30 سال آینده باشند.

مقایسه NGH با سایر روش های صدور گاز

   همانطور که قبلاً نیز اشاره شد فناوری هیدرات یک راه مناسب برای انتقال گاز و جایگزینی مناسب برای روشLNG بویژه برای انتقال گاز از میادین گازی کوچک است. این روش انتقال در مقایسه با روش های LNG و GTL نسبتاً ساده، ارزان و بدون نیاز به فرایند پیچیده است.

   مقایسه نوعی بین فناوری های LNGو NGH برای انتقال 400 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد در هر روز به وسیله کشتی به فاصله 5500 کیلومتر توسط گودموندسون و همکاران نشان داد که هزینه سرمایه نهایی برای استفاده از فناوری هیدرات گاز طبیعی (NGH) 1995 میلیون دلار و هزینه سرمایه نهایی برای استفاده از روش گاز طبیعی مایع شده (LNG) 2675 میلیون دلار است. بنابراین آن ها به این نتیجه رسیده اند که هزینه زنجیره NGH 26 درصد کمتر از هزینه زنجیره LNG است. همچنین آن ها نشان دادند که هزینه های انتقال NGH 25 درصد و تولید آن 36 درصد کمتر از LNG است در حالی که هزینه بازیافت گاز 9 درصد بیشتر از LNG است.

   محاسبات اقتصادی بیشتر نشان می دهد که خط لوله بهترین روش برای انتقال گاز به فواصل کوتاه (کمتر از 1000 کیلومتر)،NGH بهترین روش برای انتقال گاز به فواصل متوسطتا طولانی (1000 تا 12000 کیلومتر)، LNG بهتر از GTL برای فواصل کمتر از 6000 کیلومتر و GTL بهترین روش برای فواصل بسیار طولانی (بیش از 12000 کیلومتر) است.اما مشکل اساسی در انتقال گاز به صورت هیدرات، حجم کمتر گاز منتقل شده نسبت به انتقال گاز به صورت LNG و CNG است.

   بر اساس مطالعات انجام شده هر متر مکعب هیدرات شامل حدود 160 متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد است، در حالی که هر متر مکعب LNG شامل 600 متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد و هر متر مکعب CNG شامل 200 متر مکعب گاز طبیعی در شرایط استاندارد (با فشار بالاتر از psig 3000) است. این موضوع در اقتصادی بودن طرح های انتقال گاز بخصوص برای فواصل دور بسیار مهم است. با این حال، هنوز امیدهای زیادی برای بکارگیری فناوری هیدرات برای انتقال گاز طبیعی به فواصل دوردست وجود دارد.

نتیجه گیری

1- خطوط لوله و LNG از مهم ترین و پرکاربردترین روش های انتقال گاز طبیعی به شمار می آیند. هزینه انتقال گاز طبیعی به صورت LNG نیز به تناسب فاصله با بازار ولی با نرخ کمتر از خط لوله افزایش می یابد، اما این روش انتقال به سرمایه گذاری اولیه بالایی نیاز دارد.

2- روش های LNG و خط لوله برای انتقال گاز ذخایر کوچک به لحاظ اقتصادی مناسب نیستند.

3- GTW و GTL و به ویژه GTC روش های انتقال بالقوه ای هستند و باعث رشد درآمد اقتصادی کشور می شوند اما نیاز به سرمایه گذاری های عظیم دارند. همچنین روش GTL می تواند نیاز روز افزون به بنزین را کمتر می کند. در روش GTC نوسانات قیمت محصول و لزوم بازاریابی مانع ترقی و توسعه این روش انتقال می شود.

4- انتقال گاز طبیعی به صورت هیدرات (یا CNG برای مکان هایی که امکان صدور گاز از طریق خط لوله میسر نیست) با قیمتی کمتر از LNG امکان پذیر است. از مزیت های این روش نسبت به سایر روش های انتقال می توان به سادگی و هزینه سرمایه پایین آن ها اشاره کرد.