RU2344359C1 - Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей - Google Patents
Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2344359C1 RU2344359C1 RU2007125075/06A RU2007125075A RU2344359C1 RU 2344359 C1 RU2344359 C1 RU 2344359C1 RU 2007125075/06 A RU2007125075/06 A RU 2007125075/06A RU 2007125075 A RU2007125075 A RU 2007125075A RU 2344359 C1 RU2344359 C1 RU 2344359C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- refrigerant
- heat exchanger
- gas
- sent
- cooling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 76
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 62
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 34
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 78
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 9
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 5
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 abstract description 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract 7
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 abstract 3
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 10
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000004992 fission Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229910000497 Amalgam Inorganic materials 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical group [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000002731 mercury compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
- F25J1/0296—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink
- F25J1/0297—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink using an externally chilled fluid, e.g. chilled water
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/04—Compressor cooling arrangement, e.g. inter- or after-stage cooling or condensate removal
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/30—Compression of the feed stream
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Способ реализуется на установке, состоящей из двух контуров: контура очистки газа от примесей, выделения из него тяжелых углеводородов, азота и сжижения природного газа и контура циркуляции хладагента, в котором поток хладагента после сжатия и охлаждения разделяют в узле деления на два потока в соотношениях от 1:19 до 1:33. Больший поток хладагента направляют на охлаждение в теплообменник, а меньший - через дроссельный вентиль в куб отпарной колонны, затем оба потока хладагента, после выравнивания давлений в них, смешивают. При реализации способа снижаются энергозатраты на сжижение природного газа за счет охлаждения сжижаемого газа до и после его сжатия, а также охлаждение хладагента после его сжатия холодной водой арктических морей и губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K, оптимизации распределения потоков хладагента, кроме этого снижается количество используемого оборудования и производится очистка поступающего на сжижение природного газа от ртути и ее соединений. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть использовано при сжижении природного газа, содержащего значительное количество не углеводородных примесей (азот, Н2S, СО2, ртуть и т.п.).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предложенному изобретению в части способа является способ сжижения газа с использованием холода циркулирующего хладагента, включающий сжатие, охлаждение, очистку от углекислого газа и сероводорода и осушку сжижаемого газа, разделение его на два потока в соотношении от 1:1,1 до 1:20, раздельное их охлаждение до 190÷220 K азотной фракцией и обратным потоком циркулирующего хладагента, смешение потоков, выделение из них тяжелых углеводородов, конденсацию, отпарку азотной фракции при давлении 2÷3 МПа после охлаждения до температуры 160÷170 K циркулирующим хладагентом, переохлаждение и вывод сжиженного газа потребителю. Способ включает также сжатие циркулирующего хладагента, его охлаждение и разделение на два потока, первый из которых направляют в куб отпарной колонны, в котором производят его охлаждение, а второй направляют на охлаждение в теплообменнике обратным потоком циркулирующего хладагента, после чего оба потока смешивают и направляют в холодильную установку, а затем в сепаратор, в котором производят разделение фаз циркулирующего хладагента, паровую фазу пропускают через более чем один теплообменник, сжижают путем охлаждения до температуры 108 K, затем нагревают и смешивают с жидкой фазой, смешанный поток циркулирующего хладагента нагревают и подают на сжатие (см. а.с. СССР №690255, приоритет 15.02.1977).
Известному способу присущи следующие недостатки.
Разделенные потоки сжижаемого газа и циркулирующего хладагента встречают различные сопротивления на своих путях до момента смешения, в связи с чем первый поток может «поддавливать» второй поток, что приводит к нестабильной работе сепаратора, теплообменников и всей установки, на которой осуществляется способ.
Кроме этого, из аналога неизвестно, в каких соотношениях делится поток циркулирующего хладагента, а неправильный выбор соотношения приведет к нестабильной работе отпарной колонны и всей установки, на которой осуществляется способ, что приводит к повышению энергозатрат на сжижение природного газа.
В описании и формуле известного способа не представлены сведения о температурных параметрах охлаждения газа и хладагента после их сжатия, в то время как эти параметры существенно влияют на энергозатраты при сжижении газа.
Кроме этого, в известном способе не решается задача очистки поступающего на сжижение природного газа от ртути и ее соединений.
При создании изобретения в части способа решались технические задачи снижения энергозатрат на сжижение природного газа за счет охлаждения сжижаемого газа до и после его сжатия, а также охлаждение хладагента после его сжатия холодной водой арктических морей и губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K, оптимизации распределения потоков хладагента и снижения количества используемого оборудования.
Кроме этого, решалась задача очистки поступающего на сжижение природного газа от ртути и ее соединений, т.к. природный газ может содержать соединения ртути, которая представляет опасность в виде амальгамной коррозии алюминиевых частей теплообменников.
Поставленные технические задачи решались в способе сжижения природного газа, характеризующемся тем, что производят охлаждение подаваемого на сжижение природного газа холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K, сжимают сжижаемый газ до давления 4,0÷7,0 МПа, охлаждают в холодильнике холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K, затем очищают сжижаемый газ от примесей и осушают его в блоке очистки и дегидратации, после чего охлаждают сжижаемый газ в испарителе холодильной установки. В блоке очистки и дегидратации газа сжижаемый газ сначала очищают от углекислого газа и сероводорода, затем осушают, после чего очищают от ртути и/или ее соединений. Далее сжижаемый газ разделяют на два потока в соотношениях от 1:1,1 до 1:20, раздельно охлаждают потоки обратным потоком циркулирующего хладагента в первом теплообменнике и азотной фракцией во втором теплообменнике, выравнивают давления газа в обоих потоках и смешивают их. Смешанный поток сжижаемого газа направляют в первый сепаратор, где в жидком виде отделяют тяжелые фракции углеводородов C2-C7, которые удаляют из первого сепаратора. Паровую фазу из первого сепаратора направляют в первый теплообменник, где ее конденсируют и переохлаждают и, после расширения в первом дроссельном вентиле при давлении 2-3 МПа, направляют в отпарную колонну. Отпарку азотной фракции производят после охлаждения сжижаемого газа до температуры 160÷170 K, азотную фракцию отбирают из верхней части отпарной колонны, направляют во второй теплообменник и после рекуперации холода в нем азот подают в газопровод или в систему топливного газа. Сжижаемый газ, с содержанием азота до 4% мольных, отбирают из нижней части отпарной колонны и направляют в теплообменник-переохладитель, где его переохлаждают, и после снижения давления во втором дроссельном вентиле до давления, близкого к атмосферному, сливают в хранилище.
Циркулирующий хладагент сжимают до 4,0÷5,0 МПа в компрессоре и охлаждают в холодильнике холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K, после чего поток хладагента разделяют в узле деления на два потока в соотношениях от 1:19 до 1:33. Больший поток хладагента направляют на охлаждение в третий теплообменник, а меньший - через третий дроссельный вентиль в куб отпарной колонны, затем оба потока хладагента, после выравнивания давлений в них, смешивают в первом узле смешения потоков хладагента, после чего смешанный поток хладагента направляют на охлаждение в испаритель холодильной установки, а затем во второй сепаратор, в котором производят разделение фаз хладагента. Паровую фазу отбирают из верхней части второго сепаратора и направляют последовательно в первый теплообменник и в теплообменник-переохладитель, где ее переохлаждают, затем расширяют в четвертом дроссельном вентиле и возвращают в теплообменник-переохладитель, в котором испаряют путем теплообмена с потоком сжиженного газа и потоком паровой фазы хладагента высокого давления. Жидкую фазу хладагента отбирают из нижней части второго сепаратора и направляют в первый теплообменник, после которого расширяют в пятом дроссельном вентиле, затем оба потока разделенных во втором сепараторе фаз хладагента, после выравнивания давлений в них, смешивают во втором узле смешения хладагента, смешанный поток направляют обратным потоком для испарения в первый теплообменник, далее подогревают в третьем теплообменнике и отводят в компрессор на сжатие.
Изобретение поясняется чертежом, на котором представлена принципиальная схема установки сжижения природного газа, на которой реализуется заявленный способ.
Установка сжижения природного газа, на которой реализуется способ сжижения природного газа, состоит из двух контуров, а именно:
- контура очистки газа от примесей, выделения из него тяжелых углеводородов, азота и сжижения природного газа;
- контура циркуляции хладагента.
Контур очистки газа от примесей, выделения из него тяжелых углеводородов, азота и сжижения природного газа включает источник поступления природного газа 1 (например, газопровод), последовательно установленные и соединенные друг с другом трубопроводами водяной холодильник 2, устройство сжатия сжижаемого газа 3, водяной холодильник 4, блок очистки газа от примесей и дегидратации, который содержит узел 5 очистки газа от углекислого газа и сероводорода, узел 6 осушки сжижаемого газа и узел 7 очистки газа от ртути и/или ее соединений. Далее установлен испаритель холодильной установки 8 и узел деления сжижаемого газа 9 с двумя выходами. К первому выходу узла деления подключена первая линия 10 сжижаемого газа, а ко второму выходу - вторая линия 11 сжижаемого газа.
Первая линия 10 сжижаемого газа проходит через первый теплообменник 12 и содержит вентиль 13 и измеритель давления 14. Вторая линия 11 сжижаемого газа проходит через второй теплообменник 15 и содержит вентиль 16 и измеритель давления 17. Линии 10 и 11 объединяются в узле 18 смешения потоков сжижаемого газа, выход которого соединен с первым сепаратором 19, из нижней части которого выводятся тяжелые фракции углеводородов через патрубок 20.
К верхней части первого сепаратора 19 подключена третья линия 21 сжижаемого газа, проходящая через первый теплообменник 12 и первый дроссельный вентиль 22. Третья линия 21 сжижаемого газа соединена с отпарной колонной 23.
Верхняя часть отпарной колонны 23 соединена трубопроводом 24 со вторым теплообменником 15, снабженным патрубком вывода азотной фракции из установки (на чертеже условно не обозначен).
К нижней части отпарной колонны 23 подключена четвертая линия 25 сжижаемого газа, проходящая через теплообменник-переохладитель 26 и второй дроссельный вентиль 27, снабженный трубопроводом 28 слива сжиженного газа в хранилище (на чертеже условно не показано).
Контур циркуляции хладагента включает последовательно установленные и соединенные трубопроводами устройство сжатия 29 хладагента, водяной холодильник 30, узел деления 31 сжатого хладагента с двумя выходами, к которым подключены первая 32 и вторая 33 линии хладагента. Первая линия 32 хладагента проходит через третий теплообменник 34 и содержит вентиль 35 и измеритель давления 36. Вторая линия 32 хладагента проходит через третий дроссельный вентиль 37, куб отпарной колонны 23 и содержит вентиль 38 и измеритель давления 39. Первая 32 и вторая 33 линии хладагента объединяются в первом узле 40 смешения потоков хладагента, выход которого соединен третьей линией 41 хладагента, проходящей через испаритель холодильной установки 8, со вторым сепаратором 42, в котором хладагент разделяют на паровую и жидкую фазы.
Верхняя часть второго сепаратора 42 соединена линией 43 исходящей паровой фазы хладагента, проходящей через первый теплообменник 12, теплообменник-переохладитель 26, установленный на линии четвертый дроссельный вентиль 44 и повторно через теплообменник-переохладитель 26, со вторым узлом смешения 45 потоков хладагента. Перед вторым узлом смешения 45 потоков хладагента на четвертой линии 43 исходящей паровой фазы хладагента установлены измеритель давления 46 и вентиль 47.
Нижняя часть второго сепаратора 42, из которой отводят жидкую фазу хладагента, соединена со вторым узлом смешения 45 потоков хладагента линией 48 исходящей жидкой фазы хладагента, которая проходит через первый теплообменник 12 и содержит пятый дроссельный вентиль 49. Перед вторым узлом смешения 45 потоков хладагента на пятой линии 48 исходящей жидкой фазы хладагента установлен измеритель давления 50. Выход второго узла смешения 45 потоков хладагента соединен с устройством сжатия 29 хладагента шестой линией 51 смешанного хладагента, проходящей через первый теплообменник 12 и третий теплообменник 34.
Способ реализуют следующим образом.
Сжижаемый природный газ с давлением, например, 2,0-3,0 МПа из источника поступления сжижаемого газа 1 направляют в водяной холодильник 2, в котором сжижаемый газ охлаждают до температуры 283-298 K холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K, затем сжижаемый газ сжимают до давления 4,0÷7,0 МПа в устройстве сжатия 3, после чего охлаждают в водяном холодильнике 4 до температуры 283÷288 K холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K. После этого сжижаемый газ очищают от углекислого газа и сероводорода в узле очистки 5, затем его направляют в узел 6 осушки, где его дегидратируют, после чего направляют в узел 7 очистки газа от ртути и/или ее соединений. Затем сжижаемый газ охлаждают в испарителе холодильной установки 8 до температуры 235÷245 K, после чего поток сжижаемого газа разделяют в узле деления сжижаемого газа 9 с двумя выходами. К первому выходу узла деления подключена первая линия 10 сжижаемого газа, а ко второму выходу - вторая линия 11 сжижаемого газа.
Объемные соотношения двух потоков сжижаемого газа находятся в пределах от 1:1,1 до 1:20 и зависят от содержания азота в природном газе - чем выше содержание азота в природном газе, тем меньше соотношение. Так, например, при содержании азота в природном газе 20% по объему оптимальное соотношение потоков составляет 1:1,15, а при содержании азота в природном газе 4% по объему оптимальное соотношение потоков составляет 1:20.
Большую часть потока сжижаемого природного газа направляют по первой линии 10 сжижаемого газа, охлаждают и конденсируют в первом теплообменнике 12 за счет теплообмена с циркулирующим хладагентом. Меньшую часть потока сжижаемого природного газа направляют по второй линии 11 сжижаемого газа, охлаждают и конденсируют во втором теплообменнике 15 за счет теплообмена с азотной фракцией, выходящей из отпарной колонны 23. При этом оба потока охлаждаются до температуры 210÷220 K. После прохождения через первый и второй теплообменники и выравнивания давлений в линиях 10 и 11 с помощью вентилей 13 и 16 соответственно оба потока смешивают в узле смешения 18. Контроль за давлениями в линиях 10 и 11 перед смешением потоков осуществляют с помощью измерителей давления 14 и 15 соответственно. После узла смешения 18 поток сжижаемого газа подают в первый сепаратор 19, где в жидком виде отделяют углеводороды С2-C7 при температуре 190÷220 K. Паровую фазу из первого сепаратора 19 направляют по третьей линии 21 паровой фазы сжижаемого газа в первый теплообменник 12, где ее конденсируют и переохлаждают до температуры 160÷170 K и, после расширения в первом дроссельном вентиле 22 до давления, например, равного давлению в газопроводе, т.е. 2-3 МПа, направляют в отпарную колонну 23. Куб отпарной колонны 23 обогревают хладагентом высокого давления при температуре 283÷288 K, который подводят по линии 33 из узла деления 31 сжатого хладагента. Указанный интервал температур обеспечивается при помощи третьего дроссельного вентиля 37.
Отпарку азотной фракции производят после охлаждения сжижаемого газа до температуры 160÷170 K. Азотную фракцию отбирают из верхней части отпарной колонны 23 и по трубопроводу 24 направляют во второй теплообменник 15. После рекуперации холода во втором теплообменнике 15 азотную фракцию направляют в магистральный газопровод или в систему топливного газа. Азотная фракция, отводимая из отпарной колонны, содержит 60-80% метана и направляется в газопровод для дальнейшего использования. При этом теплотворная способность газа остается достаточно высокой. Азотная фракция может быть использована для получения чистого азота для подпитки смешанного холодильного агента и для других целей (продувки, создание инертной среды в изоляции хранилищ и др.).
Сжижаемый газ с малым содержанием азота (до 4% мольных) и температурой 180-200 K отбирают из нижней части отпарной колонны 23 и по четвертой линии 25 сжижаемого газа направляют в теплообменник-переохладитель 26, где его переохлаждают до температуры 118-120 K и после снижения давления во втором дроссельном вентиле 27 до давления, близкого к атмосферному, по трубопроводу 28 сливают сжиженный газ в хранилище при температуре 110÷115 K.
Хладагент с давлением около 0,15 МПа сжимают до 4,0÷5,0 МПа в компрессоре 29 и охлаждают в водяном холодильнике 30 до температуры 283-288 K холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K. После этого поток хладагента разделяют в узле деления 31 на два потока, направляемые по первой 32 и второй 33 линиям хладагента. Объемные соотношения двух потоков хладагента находятся в пределах от 1:19 до 1:33 и зависят от содержания азота в природном газе - чем выше содержание азота в природном газе, тем меньше соотношение. Так, например, при содержании азота в природном газе 20% по объему оптимальное соотношение потоков составляет 1:20, а при содержании азота в природном газе 4% по объему оптимальное соотношение потоков составляет 1:33.
Хладагент по первой линии 32 направляют на охлаждение в третий теплообменник 34, где он охлаждается до температуры 253÷260 K, а по второй линии 33 - через третий дроссельный вентиль 37 в куб отпарной колонны 23. Затем оба потока хладагента, после выравнивания давлений в линиях 32 и 33 с помощью вентилей 35 и 38 соответственно, смешивают в первом узле 40 смешения хладагента. Контроль за давлениями в линиях 32 и 33 перед смешением потоков осуществляют с помощью измерителей давления 36 и 39 соответственно. После узла смешения 40 поток хладагента направляют по третьей линии 41 хладагента в испаритель холодильной установки 8, где он охлаждается до температуры 238÷240 K, а затем во второй сепаратор 42.
Во втором сепараторе 42 производят разделение фаз хладагента. Паровую фазу по линии 43 направляют в первый теплообменник 12 и далее в теплообменник-переохладитель 26, где его переохлаждают до температуры 106÷110 K, затем расширяют в четвертом дроссельном вентиле 44 и возвращают в теплообменник-переохладитель 26, где испаряют путем теплообмена с потоком сжиженного газа и потоком паровой фазы хладагента высокого давления. Жидкую фазу хладагента после сепаратора 42 направляют по линии 48 в первый теплообменник 12, где переохлаждают до температуры 165÷175 K, потом расширяют в пятом дроссельном вентиле 49, соединяют с потоком циркулирующего хладагента из теплообменника-переохладителя 26 во втором узле 45 смешения хладагента, предварительно выровняв давления смешиваемых потоков, и направляют обратным потоком для испарения в первый теплообменник 12, далее подогревают в третьем теплообменнике 34 и отводят в компрессор 29.
Граничные значения интервала технологических параметров, при которых реализуется предлагаемый способ, определяются главным образом содержанием азота в исходном газе.
Выделение тяжелых углеводородов при 190÷220 K позволяет снизить затраты холода на их охлаждение. Выбор конкретной температуры в указанном интервале определяется составом сжиженного газа и потребностями в тяжелых углеводородах для восполнения потерь холодильного агента установки сжижения и получения тяжелых углеводородов в качестве продукта.
Сжижение газа с более высоким содержанием тяжелых углеводородов осуществляют с их выделением при максимальной из указанных температур. Снижение температуры ниже минимальной из указанных в рамках предлагаемого способа нецелесообразно, так как не приводит к какому-либо положительному эффекту.
Claims (2)
1. Способ сжижения природного газа, характеризующийся тем, что производят охлаждение подаваемого на сжижение природного газа холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 К, сжимают сжижаемый газ до давления 4,0÷7,0 МПа, после чего охлаждают в водяном холодильнике до температуры 283÷288 К холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 К, очищают от примесей и дегидратируют, затем охлаждают сжижаемый природный газ в испарителе холодильной установки, разделяют его на два потока в соотношениях от 1:1,1 до 1:20, раздельно охлаждают потоки обратным потоком циркулирующего хладагента в первом теплообменнике и азотной фракцией во втором теплообменнике, выравнивают давления газа в обоих потоках и смешивают их, смешанный поток сжижаемого газа направляют в первый сепаратор, где в жидком виде отделяют углеводороды С2-C7 и выводят их из первого сепаратора, паровую фазу из первого сепаратора направляют в первый теплообменник, где ее конденсируют и переохлаждают и, после расширения в первом дроссельном вентиле до давления 2÷3 МПа, направляют в отпарную колонну, отпарку азотной фракции производят после охлаждения сжижаемого газа до температуры 160÷170 К, азотную фракцию отбирают из верхней части отпарной колонны, направляют во второй теплообменник и, после рекуперации холода во втором теплообменнике азотную фракцию направляют в газопровод или систему топливного газа, сжижаемый газ с содержанием азота до 4 мол.% отбирают из нижней части отпарной колонны и направляют в теплообменник-переохладитель, где его переохлаждают, и после снижения давления во втором дроссельном вентиле до давления, близкого к атмосферному, сливают в хранилище, циркулирующий хладагент сжимают до давления 4,0÷5,0 МПа в компрессоре и охлаждают в водяном холодильнике холодной водой арктических морей или губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 К, после чего поток хладагента разделяют на два потока в соотношениях от 1:19 до 1:33, больший поток хладагента направляют на охлаждение в третий теплообменник, а меньший - через третий дроссельный вентиль в куб отпарной колонны, затем оба потока хладагента, после выравнивания давлений в них, смешивают в первом узле смешения хладагента, после чего смешанный поток хладагента направляют на охлаждение в испаритель холодильной установки, а затем во второй сепаратор, в котором производят разделение фаз хладагента, паровую фазу направляют последовательно в первый теплообменник и в теплообменник-переохладитель, где ее переохлаждают, затем расширяют в четвертом дроссельном вентиле и возвращают в теплообменник-переохладитель, где испаряют путем теплообмена с потоком сжиженного газа и потоком паровой фазы хладагента высокого давления, жидкую фазу хладагента из второго сепаратора направляют в первый теплообменник и расширяют в пятом дроссельном вентиле, затем оба потока хладагента, разделенных во втором сепараторе, после выравнивания давлений в них, смешивают во втором узле смешения хладагента, смешанный поток направляют обратным потоком для испарения в первый теплообменник, далее подогревают в третьем теплообменнике и отводят в компрессор на сжатие.
2. Способ сжижения природного газа по п.1, характеризующийся тем, что при очистке сжижаемого газа от примесей и дегидратации сначала очищают сжижаемый газ от углекислого газа и сероводорода, затем его осушают в узле дегидратации, после чего очищают газ от ртути и/или ее соединений.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007125075/06A RU2344359C1 (ru) | 2007-07-04 | 2007-07-04 | Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007125075/06A RU2344359C1 (ru) | 2007-07-04 | 2007-07-04 | Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2344359C1 true RU2344359C1 (ru) | 2009-01-20 |
Family
ID=40376083
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007125075/06A RU2344359C1 (ru) | 2007-07-04 | 2007-07-04 | Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2344359C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015069138A2 (en) | 2013-11-07 | 2015-05-14 | Otkrytoe Aktsionernoe Obshchestvo "Gazprom" | Natural gas liquefaction method and unit |
| RU2621591C2 (ru) * | 2011-12-15 | 2017-06-06 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ для производства потока сжиженных углеводородов и способ работы компрессора |
| RU2660213C1 (ru) * | 2017-07-19 | 2018-07-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений |
| RU2685778C1 (ru) * | 2015-07-15 | 2019-04-23 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Повышение эффективности системы производства спг путем предварительного охлаждения поступающего потока природного газа |
| RU2794693C1 (ru) * | 2022-04-28 | 2023-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Установка подготовки углеводородного газа |
-
2007
- 2007-07-04 RU RU2007125075/06A patent/RU2344359C1/ru active
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2621591C2 (ru) * | 2011-12-15 | 2017-06-06 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ для производства потока сжиженных углеводородов и способ работы компрессора |
| WO2015069138A2 (en) | 2013-11-07 | 2015-05-14 | Otkrytoe Aktsionernoe Obshchestvo "Gazprom" | Natural gas liquefaction method and unit |
| CN105102913A (zh) * | 2013-11-07 | 2015-11-25 | 俄罗斯天然气工业公开股份公司 | 天然气液化方法和装置 |
| CN105102913B (zh) * | 2013-11-07 | 2017-04-05 | 俄罗斯天然气工业公开股份公司 | 天然气液化方法和装置 |
| RU2685778C1 (ru) * | 2015-07-15 | 2019-04-23 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Повышение эффективности системы производства спг путем предварительного охлаждения поступающего потока природного газа |
| RU2660213C1 (ru) * | 2017-07-19 | 2018-07-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений |
| RU2794693C1 (ru) * | 2022-04-28 | 2023-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Установка подготовки углеводородного газа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN204718299U (zh) | 用于使天然气进料流液化和从中移除氮的设备 | |
| RU2607708C2 (ru) | Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции | |
| RU2438081C2 (ru) | Способ сжижения природного газа (варианты) и установка для его реализации (варианты) | |
| RU2228486C2 (ru) | Способ транспортировки сжиженного природного газа | |
| CA2711372C (en) | Method and system for regulation of cooling capacity of a cooling system based on a gas expansion process. | |
| CN204718300U (zh) | 用于产生脱氮液化天然气产物的设备 | |
| RU2622212C2 (ru) | Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции | |
| BG64011B1 (bg) | Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане | |
| RU2716099C1 (ru) | Модульное устройство для отделения спг и теплообменник газа мгновенного испарения | |
| EA011918B1 (ru) | Объединенная установка для регазификации сжиженного природного газа и разделения компонентов сопутствующего газа | |
| CN102782430A (zh) | 用于处理多相烃流的方法及其设备 | |
| CN104513680B (zh) | 富甲烷气精馏脱氢氮并生产液化天然气的工艺和装置 | |
| RU2659858C2 (ru) | Единый каскадный процесс испарения и извлечения остатка сжиженного природного газа в применении, связанном с плавучими резервуарами | |
| RU2568697C2 (ru) | Способ сжижения фракции, обогащенной углеводородами | |
| US11408678B2 (en) | Method and apparatus for separating hydrocarbons | |
| CN105737515A (zh) | 基于板式换热器模块化混合制冷剂天然气液化系统及方法 | |
| RU2344359C1 (ru) | Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей | |
| CN105890281A (zh) | 撬装天然气液化净化一体式冷箱 | |
| CN101787314A (zh) | 紧凑式天然气液化浮式生产工艺 | |
| CN112179048B (zh) | 一种贫氦天然气轻烃回收与提氦的联产系统和方法 | |
| CN203513622U (zh) | 富甲烷气精馏脱氢氮并生产液化天然气的装置 | |
| RU2344360C1 (ru) | Способ сжижения газа и установка для его осуществления | |
| CN103868324A (zh) | 小型撬装式混合制冷剂天然气液化和ngl回收一体系统 | |
| CN106871576B (zh) | 工业合成气低温前脱甲烷方法及系统 | |
| US10995910B2 (en) | Process for expansion and storage of a flow of liquefied natural gas from a natural gas liquefaction plant, and associated plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20120821 |