RU2629047C1 - Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas - Google Patents

Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas Download PDF

Info

Publication number
RU2629047C1
RU2629047C1 RU2016140639A RU2016140639A RU2629047C1 RU 2629047 C1 RU2629047 C1 RU 2629047C1 RU 2016140639 A RU2016140639 A RU 2016140639A RU 2016140639 A RU2016140639 A RU 2016140639A RU 2629047 C1 RU2629047 C1 RU 2629047C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
natural gas
gas
stage
unit
link
Prior art date
Application number
RU2016140639A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Игорь Анатольевич Мнушкин
Original Assignee
Игорь Анатольевич Мнушкин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Игорь Анатольевич Мнушкин filed Critical Игорь Анатольевич Мнушкин
Priority to RU2016140639A priority Critical patent/RU2629047C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2629047C1 publication Critical patent/RU2629047C1/en

Links

Images

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

Landscapes

  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas includes the following stages united by direct and reverse communications, parametres of which are set in accordance with impurity contance in raw natural gas, as well as with region climate conditions and topography: strage for separating and measuring natural gas, stage for purifying natural gas from mercury and methanol, stage for purifying natural gas from acidic impurities, stage for drying and purifying natural gas from mercaptans, stage for purifying natural gas from heavy hydrocarbons C5 and above, stage for liquefying natural gas, stage for storing and compounding refrigerant components, stage for compressing refrigerant, stage for storaging liquefied natural gas, stage for offloading liquefied natural, stage for compressing stripping gas compressor and stage for purifying stable condensate from mercaptans.
EFFECT: invention solves the problem for developing a system for transporting natural gas from the field to the consumer with intermediate processing of natural gas, which involves extraction of gas and petrochemicals from valuable raw materials and regenerated reagents, while minimizing the losses of natural gas to the environment.
5 cl, 1 dwg

Description

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа представляет собой системный подход к решению логистическо-промышленной задачи транспорта природного газа от месторождения до потребителя и может быть использован для обеспечения экспорта природного газа.The complex for liquefying, storing and shipping natural gas is a systematic approach to solving the logistical and industrial problems of transporting natural gas from the field to the consumer and can be used to ensure the export of natural gas.

Природный газ как в настоящее время, так и в обозримом будущем является одновременно наиболее экологически чистым видом топлива и ценным сырьем для газо- и нефтехимических предприятий. Российская Федерация занимает первое место в мире по разведанным запасам природного газа (25%) и его добыче (18%). Трубопроводный экспорт природного газа обеспечивает значительную долю доходной части бюджета страны. Однако с учетом современного снижения объема закупок природного газа, транспортируемого в европейские страны по системе магистральных трубопроводов, необходимо развитие иных путей транспорта природного газа от месторождения до потребителя. С учетом того, что значительная часть мощных газовых месторождений расположена в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока, а дефицит топлива сохраняется в странах тихоокеанского региона, одним из наиболее перспективных направлений экспорта природного газа становится морской транспорт сжиженного природного газа на специализированных судах. При этом формируется цепочка самостоятельных предприятий, обладающая рядом недостатков. Natural gas, both now and in the foreseeable future, is both the most environmentally friendly type of fuel and a valuable raw material for gas and petrochemical enterprises. The Russian Federation ranks first in the world in terms of proven reserves of natural gas (25%) and its production (18%). Pipeline export of natural gas provides a significant share of the country's budget revenues. However, given the current decline in the volume of purchases of natural gas transported to European countries via the trunk pipeline system, it is necessary to develop other ways of transporting natural gas from the field to the consumer. Considering that a significant part of powerful gas fields is located in remote regions of Siberia and the Far East, and fuel shortages persist in the countries of the Pacific, one of the most promising areas for exporting natural gas is marine transport of liquefied natural gas on specialized vessels. At the same time, a chain of independent enterprises is formed, which has a number of disadvantages.

Известен также интегрированный способ сжижения природного газа и выделения жидкости из природного газа, включающий охлаждение потока исходного сырья, содержащего легкие углеводороды, в одном или более теплообменниках, где указанный исходный поток охлаждается и частично конденсируется за счет косвенного теплообмена, поступает в газожидкостной холодный сепаратор с разделением на верхний газообразный и нижний жидкий потоки, которые далее поступают в фракционирующую систему с ректификационными колоннами разделения легких фракций и тяжелых фракций (а) или колонну-деметанизатор (б), при этом верхний газообразный поток вводят в нижнюю часть ректификационной колоны, разделяющей легкие фракции, (а) или в верхнюю часть колонны-деметанизатора (б), а нижний жидкий поток вводят в среднюю часть ректификационной колонны, разделяющей тяжелые фракции, (а) или среднюю часть колонны-деметанизатора (б), вывод газовых и жидкостных потоков из фракционирующей системы осуществляют соответственно с верха и низа фракционирующих колонн (а) или колонны-деметанизатора (б), при этом если система фракционирования имеет легкий и тяжелый остатки фракционирующих колонн, то кубовый поток жидкости из нижней части колонны разделения легких фракций вводят в верхнюю часть ректификационной колонны разделения тяжелых фракций (а) (патент US 20140182331 A1, МПК F25J 3/02, заявлен 30.12.2013, опубликован 03.07.2014).An integrated method for liquefying natural gas and isolating a liquid from natural gas is also known, including cooling a feed stream containing light hydrocarbons in one or more heat exchangers, where said feed stream is cooled and partially condensed by indirect heat exchange, enters a gas-liquid cold separator with separation to the upper gaseous and lower liquid flows, which then enter the fractionation system with distillation columns for separating light fractions and traction fresh fractions (a) or a demethanizing column (b), while the upper gaseous stream is introduced into the lower part of the distillation column separating light fractions (a) or into the upper part of the demethanizing column (b), and the lower liquid stream is introduced into the middle part of the distillation column separating heavy fractions (a) or the middle part of the demethanizer column (b), gas and liquid streams from the fractionation system are removed from the top and bottom of the fractionation columns (a) or demethanizer column, respectively, (b) if the system f Since the process of corporatization has light and heavy residues of fractionation columns, the bottom liquid stream from the bottom of the light fractionation column is introduced into the upper part of the distillation column of separation of heavy fractions (a) (patent US 20140182331 A1, IPC F25J 3/02, filed December 30, 2013, published 07/03/2014).

Недостатками данного изобретения являются:The disadvantages of this invention are:

1) отсутствие очистки природного газа от сернистых соединений, вызывающих интенсивную коррозию оборудования комплекса, работающего под высоким давлением;1) the lack of purification of natural gas from sulfur compounds that cause intense corrosion of the equipment of the complex operating under high pressure;

2) отсутствие очистки природного газа от паров воды и диоксида углерода, осложняющих их эксплуатацию оборудования комплекса, работающего под высоким давлением;2) the lack of purification of natural gas from water vapor and carbon dioxide, complicating their operation of the equipment of the complex, operating under high pressure;

3) проблематичность реализации данного способа сжижения природного газа, содержащего гелий, азот, метан, этан, углеводороды С3 и выше, по причине неизбежного содержания ингибиторов образования кристаллогидратов в поступающем природном газе;3) the difficulty of implementing this method of liquefying natural gas containing helium, nitrogen, methane, ethane, C 3 and higher hydrocarbons, due to the inevitable content of inhibitors of the formation of crystalline hydrates in the incoming natural gas;

4) отсутствие связи с дальнейшей системой транспорта сжиженного природного газа, накладывающее ограничения на значения параметров товарного продукта (температура и давление);4) lack of communication with the further system of transport of liquefied natural gas, imposing restrictions on the values of the parameters of the commercial product (temperature and pressure);

5) отсутствие системы утилизации природного газа и его компонентов, необходимой при их аварийных сбросах, а также при последующем хранении сжиженного газа в резервуарах.5) the absence of a system for utilization of natural gas and its components, necessary for their emergency discharges, as well as for subsequent storage of liquefied gas in tanks.

Известен комплекс хранения сжиженного природного газа, содержащий криогенные емкости с сжиженным природным газом и атмосферный испаритель, блок запорно-предохранительной и контрольно-измерительной аппаратуры, а также криогенный насос высокого давления, обеспечивающий подачу сжиженного природного газа из емкостей в испаритель и размещенный внутри сооружения котлованного типа из железобетона, имеющего сверху песчаную обсыпку и разделенного на два помещения теплоизолированной стенкой, в одном из которых, оборудованном линией сброса избыточного давления с обратным клапаном, расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос высокого давления, а в другом расположен атмосферный испаритель, через который проходит линия подачи атмосферного воздуха с компрессором, направленная после испарителя в помещение, где расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос, а линия природного газа с запорно-регулирующей арматурой проходит от емкостей сжиженного природного газа через испаритель и направлена к потребителям (патент на изобретение RU 2446344 C1, МПК F17С03/00, заявлен 24.01.2011, опубликован 27.03.2012).A known storage complex for liquefied natural gas containing cryogenic containers with liquefied natural gas and an atmospheric evaporator, a block of safety and control and measuring equipment, as well as a high pressure cryogenic pump that supplies liquefied natural gas from tanks to the evaporator and located inside the pit type structure made of reinforced concrete with a sand sprinkling on top and divided into two rooms by a thermally insulated wall, in one of which is equipped with a discharge line a positive pressure valve with a non-return valve, liquefied natural gas tanks and a high pressure cryogenic pump are located, and in another there is an atmospheric evaporator through which an atmospheric air supply line with a compressor passes, directed after the evaporator to the room where the liquefied natural gas tanks and cryogenic pump are located, and the natural gas line with shut-off and control valves passes from the liquefied natural gas tanks through the evaporator and is directed to consumers (patent for invention RU 244634 4 C1, IPC F17C03 / 00, declared on January 24, 2011, published on March 27, 2012).

Недостатками данного изобретения являются:The disadvantages of this invention are:

1) невозможность регулирования качества сжиженного природного газа из-за отсутствия соответствующей аппаратуры для очистки сжиженного природного газа, например удаления корродирующих компонентов или компонентов с низкой теплотворной способностью;1) the inability to regulate the quality of liquefied natural gas due to the lack of appropriate equipment for the purification of liquefied natural gas, for example, the removal of corrosive components or components with low calorific value;

2) поддержание низкой температуры сжиженного природного газа за счет испарения части сжиженного природного газа, повышающего энергоемкость системы хранения;2) maintaining a low temperature of liquefied natural gas due to the evaporation of part of the liquefied natural gas, which increases the energy intensity of the storage system;

3) жесткая связь работы комплекса хранения сжиженного природного газа с графиками поставки природного газа, расход которого является независимым параметром, усложняющим управление комплексом.3) a tight connection between the operation of the liquefied natural gas storage complex and schedules for the supply of natural gas, the flow rate of which is an independent parameter complicating the management of the complex.

Известен метод декантирования криогенной жидкости из резервуара, состоящий из стадий: а) подачи криогенной жидкости из резервуара для хранения в виде сосуда Дьюара, что создает газ в результате разгерметизации и подогрева криогенной жидкости, б) подачи газа, созданного на стадии а) в клапан выхода, и в) подачи генерированного газа на пирофакел для сгорания (патент WO 2015142645 A1, МПК F17С 9/02, заявлен 13.03.2015, опубликован 24.09.2015).A known method of decanting cryogenic liquid from a reservoir, consisting of the steps of: a) supplying cryogenic liquid from a storage tank in the form of a Dewar vessel, which creates gas as a result of depressurization and heating of the cryogenic liquid, b) supplying gas created in stage a) to the outlet valve and c) supplying the generated gas to the flare for combustion (patent WO 2015142645 A1, IPC F17C 9/02, filed March 13, 2015, published September 24, 2015).

Основным недостатком данного изобретения является нерациональное сжигание газа с одновременным нанесением экологического ущерба окружающей среде.The main disadvantage of this invention is the irrational combustion of gas while causing environmental damage to the environment.

Известен способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации, согласно которому природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, очищают от примесей и компримируют перед разделением газа на технологический и продукционный потоки: технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, при этом технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, а жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (патент на изобретение RU 2541360C1, МПК F25J01/00, заявлен 20.02.2014, опубликован 10.02.2015).There is a known method of producing liquefied natural gas and a complex for its implementation, according to which natural gas is taken from the main pipeline, cleaned of mechanical particles, dried, cleaned of impurities and compressed before separation of the gas into process and production streams: the process stream is passed through an expander equipped with a gas a turbine whose torque is used to compress the incoming gas stream before it is divided into technological and production flows, while the logical stream is purified from the impurities of heavy hydrocarbons by condensation in the expander nozzle apparatus, which is made of heat-conducting material, and the liquid phase is cooled before downloading to the consumer’s tank (patent for invention RU 2541360C1, IPC F25J01 / 00, published on 02.20.2014, published 02.10.2014. 2015).

Недостатками данного изобретения являются:The disadvantages of this invention are:

отсутствие стадии очистки природного газа от сернистых соединений, вызывающих интенсивную коррозию работающего под высоким давлением оборудования комплекса;lack of a stage for purification of natural gas from sulfur compounds that cause intense corrosion of complex equipment operating under high pressure;

неэффективность отделения тяжелых углеводородов от природного газа в сопловом аппарате детандера по причине обеспечения в данном случае отделения тяжелых углеводородов с помощью однократной конденсации на одном псевдоконтактном устройстве, когда большая часть тяжелых углеводородов остается в газовом потоке и далее безвозвратно теряется как потенциальное нефтехимическое сырье;inefficiency of separation of heavy hydrocarbons from natural gas in the expander nozzle apparatus due to the provision in this case of separation of heavy hydrocarbons by means of a single condensation on one pseudo-contact device, when most of the heavy hydrocarbons remain in the gas stream and are then irretrievably lost as potential petrochemical raw materials;

узкая направленность изобретения: сжижение небольшой части природного газа, поступающего в одну из газораспределительных станций г. Екатеринбурга и транспортируемого потребителю автотранспортом, делает невозможным использование разработанных решений для сжижения млрдм3/год природного газа мощных восточных месторождений.the narrow focus of the invention: liquefaction of a small portion of the natural gas supplied to one of the gas-distributing stations Ekaterinburg and transported by road to the consumer, making it impossible to use solutions designed for liquefaction mlrdm 3 / year of natural gas powerful eastern fields.

Анализ патентной и технической литературы показал, что для создания возможности эффективной разработки и эксплуатации новых мощных и удаленных месторождений природного газа, его последующей переработки с получением широкого ассортимента продуктов газо- и нефтехимии и высококачественного товарного сжиженного природного газа недостаточно строительство ряда многочисленных самостоятельных предприятий.An analysis of the patent and technical literature showed that the construction of a number of independent enterprises is not enough to create the possibility of efficient development and operation of new powerful and remote natural gas fields, its subsequent processing to produce a wide range of gas and petrochemical products and high-quality commercial liquefied natural gas.

При создании изобретения ставилась задача разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо- и нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду.When creating the invention, the task was to develop a system of transporting natural gas from the field to the consumer with intermediate processing of natural gas, which provides for the extraction of valuable gas and petrochemicals and regenerated reagents, while minimizing the loss of natural gas into the environment.

Поставленная задача может быть решена за счет того, что формируется комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:The problem can be solved due to the fact that a complex of liquefaction, storage and shipment of natural gas is formed, including the following links combined by direct and feedback links, the parameters of which are determined in accordance with the content of impurities in the raw natural gas, as well as with the climatic conditions of the region and topography locality:

- звено сепарации и замера природного газа, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование расхода природного газа и регулирование температуры природного газа в диапазоне 16-30 °С за счет подогрева горячим маслом;- a link for the separation and measurement of natural gas, providing for the reception of liquid plugs, reducing the flow of natural gas and regulating the temperature of natural gas in the range of 16-30 ° C by heating with hot oil;

- звено очистки природного газа от ртути и метанола, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации чистого метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в сжиженном природном газе;- a link for the purification of natural gas from mercury and methanol, which provides for the removal of mercury impurities by adsorption and methanol impurities by water washing and utilization of pure methanol by incineration, to prevent corrosion of aluminum equipment and the possibility of solid deposits in liquefied natural gas;

- звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного сжиженного природного газа и для исключения возможности появления твердых отложений;- a unit for purifying natural gas from acidic impurities, hydrogen sulfide and carbon dioxide, which provides for the absorption of acidic impurities with an absorbent in the form of an amine aqueous solution and subsequent regeneration of a saturated absorbent, to ensure quality requirements for commercial liquefied natural gas and to eliminate the possibility of solid deposits;

- звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110 °С с периодической регенерацией цеолитов при температуре 220-240 °С за счет собственного подготовленного природного газа – на стадии пуска и за счет отпарного газа – на стадии эксплуатации;- a link for drying and purification of mercaptans of natural gas, providing for the adsorption of moisture by zeolites to a dew point temperature of minus 110 ° C with periodic regeneration of zeolites at a temperature of 220-240 ° C due to its own prepared natural gas - at the start-up stage and due to the stripping gas - operation stages;

- звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90 оС в зависимости от исходного содержания этих примесей в природном газе посредством использования внешнего хладагента или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения сжиженного газа;- gas purification unit from heavy hydrocarbons C 5 and higher, providing for their low temperature extraction by cooling to a temperature in the range from minus 30 to minus 90 ° C depending on the initial content of these impurities in the natural gas by using an external coolant or due to expansion natural gas in the expander with its subsequent compression to a pressure value that provides backpressure of the liquefaction and storage of liquefied gas;

- звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено рецикла хладагента, представляющее собой замкнутый контур рециркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента для обеспечения холодом звена сжижения природного газа;- a natural gas liquefaction unit containing a direct liquefaction unit, consisting of one or more series-connected coils in a heat exchanger placed in a single sealed enclosure, and a refrigerant recycling unit, which is a closed loop of a recirculating refrigerant having a certain content of individual components, with the compression of this refrigerant to provide cold liquefaction link of natural gas;

- звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из собственного природного газа;- storage and compounding component of the refrigerant components, which are individual substances or mixtures thereof, obtained from the side or isolated from own natural gas;

- звено компримирования хладагента, предусматривающее компрессор для сжижения хладагента;- a refrigerant compression unit comprising a compressor for liquefying a refrigerant;

- звено хранения сжиженного природного газа с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части сжиженного природного газа в наземном исполнении и второй части сжиженного природного газа в морском исполнении;- a link for storing liquefied natural gas with a version adopted depending on the topography of the area, coastal zone, and depths of the seabed in one of three options: ground version with placement in tanks, sea version with placement in tanks on a floating vessel or on a gravity platform, mixed execution with the placement of part of the liquefied natural gas in the ground version and the second part of the liquefied natural gas in the marine version;

- звено отгрузки сжиженного природного газа, предусматривающее подзвено – терминал наземного исполнения – для транспортировки сжиженного природного газа до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено – терминал морского исполнения – для закачки сжиженного природного газа из морского хранилища в газовоз;- a liquefied natural gas dispatch unit providing a link - a land-based terminal - for transporting liquefied natural gas to containers and / or into an offshore storage tank and / or gas carrier and a sub-link - offshore terminal - for pumping liquefied natural gas from a marine storage to a gas carrier ;

- звено компримирования отпарного газа, предусматривающее возврат отпарного газа в звено сжижения за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени до давления 2,0-3,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов и возвращают насыщенный влагой и примесями газ регенерации на третью ступень, на третьей ступени до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше и подзвене рецикла хладагента звена сжижения природного газа, для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа и хранения сжиженного природного газа;- a stripping gas compression unit, providing for the stripping gas return to the liquefaction unit due to its three-stage compression: at the first stage in the compressor from atmospheric pressure to 1.0-1.5 MPa, at the second stage to a pressure of 2.0-3.0 MPa after which part of the stripping gas is sent for the recovery of zeolites to the link for drying and purifying natural gas from mercaptans and the regeneration gas saturated with moisture and impurities is returned to the third stage, to the third stage to 6.0-8.0 MPa, after which part of the stripping gas is sent mixing with eyes ennym from acidic impurities in natural gas, and another part of the stripper gas is used as fuel for turbine compressors link purification of natural gas from heavy hydrocarbons C 5 and above and subunits recycle refrigerant natural gas liquefaction unit, to avoid the accumulation of nitrogen and other impurities in the links liquefying natural gas and storage of liquefied natural gas;

- звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов, предусматривающее превращение содержащихся в стабильном конденсате меркаптанов в сульфиды.- a unit for cleaning stable condensate from mercaptans, which provides for the conversion of mercaptans contained in a stable condensate into sulfides.

Предлагаемая звеньевая структура комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет за счет наличия как традиционных прямых связей, так и дополнительных обратных:The proposed link structure of the complex for liquefying, storing and shipping natural gas allows due to the presence of both traditional direct connections and additional feedback:

- совместить в границах единого комплекса непрерывный процесс переработки природного газа с получением товарного сжиженного природного газа и стабильного конденсата, непрерывный процесс налива и хранения товарного сжиженного природного газа в резервуарах и периодический процесс отгрузки сжиженного природного газа в газовозы;- to combine, within the boundaries of a single complex, the continuous process of processing natural gas to produce marketable liquefied natural gas and stable condensate, the continuous process of filling and storing marketable liquefied natural gas in tanks and the periodic process of shipping liquefied natural gas to gas carriers;

- обеспечить стабилизацию температуры природного газа независимо от параметров сырьевого природного газа и температуры окружающей среды;- to ensure stabilization of the temperature of natural gas, regardless of the parameters of raw natural gas and ambient temperature;

- обеспечить очистку природного газа от примесей ртути и метанола, сероводорода и двуокиси углерода, меркаптанов и воды;- to ensure the purification of natural gas from impurities of mercury and methanol, hydrogen sulfide and carbon dioxide, mercaptans and water;

- обеспечить в ходе реализации технологического процесса переработки природного газа сжатие газа с целью создания давления, необходимого для процесса сжижения природного газа и самотечного транспорта сжиженного природного газа к звену хранения сжиженного природного газа;- to ensure gas compression during the implementation of the natural gas processing technological process in order to create the pressure necessary for the process of liquefying natural gas and the gravity transport of liquefied natural gas to the storage unit of liquefied natural gas;

- выделить из природного газа тяжелые углеводороды С5 и выше, одновременно получая при этом крупнотоннажное сырье нефтехимической промышленности и исключая риски образования твердых отложений в виде кристаллизированных углеводородов в сжиженном природном газе;- to separate heavy hydrocarbons of C 5 and higher from natural gas, while simultaneously obtaining large-tonnage raw materials from the petrochemical industry and eliminating the risks of solid deposits in the form of crystallized hydrocarbons in liquefied natural gas;

- сформировать различные комбинации хладагента путем смешения индивидуальных веществ, полученных путем извлечения из природного газа индивидуальных веществ или приобретенных со стороны;- to form various combinations of refrigerant by mixing individual substances obtained by extracting individual substances from natural gas or acquired from the outside;

- обеспечить подпитку хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа;- provide recharge of refrigerant directly involved in the liquefaction of natural gas;

- сформировать оптимальную систему хранения сжиженного природного газа в месте расположения комплекса;- create an optimal storage system for liquefied natural gas at the location of the complex;

- обеспечить за счет обратных связей транспортировку отпарного газа из морского хранилища и/или газовоза с сжатием его холодным компрессором до 0,2 МПа и последующим впрыском в поток отпарного газа сжиженного природного газа для поддержания температуры минус 160 оС в систему сжижения для последующего использования.- provide at the expense of feedback transporting boil off gas from a marine storage and / or LNG with its cold compression compressor to 0.2 MPa, followed by injection into a stream of liquefied natural gas boil-off gas to maintain a temperature of minus 160 C in a liquefaction system for later use.

Целесообразно в звене очистки природного газа от кислых примесей со стадии регенерации насыщенного абсорбента в качестве товарного продукта выводить поток чистой двуокиси углерода.It is advisable to remove a stream of pure carbon dioxide from the stage of purification of natural gas from acidic impurities from the stage of regeneration of a saturated absorbent as a marketable product.

Целесообразно в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше удаление примесей осуществлять за счет низкотемпературной ректификации с использованием эффекта расширения посредством детандера, последующего абсорбционного фракционирования, стабилизации конденсата и компримирования очищенного природного газа для подачи в звено сжижения природного газа или за счет короткоцикловой адсорбции на цеолитах с получением очищенного газа, направляемого в звено сжижения природного газа, и отдувочного газа, направляемого на компримирование и последующую сепарацию с получением отсепарированного газа, используемого в качестве топлива или в системе сжижения, и отсепарированной жидкости, подаваемой на стабилизацию для выработки товарного конденсата, что позволяет снизить энергетические затраты за счет производства холода в детандере с одновременной передачей крутящего момента на вал компрессора, а также капитальные и эксплуатационные затраты на проведение короткоцикловой адсорбционной очистки благодаря значительному уменьшению размеров адсорберов и объему загруженных цеолитов.It is advisable to remove impurities in the natural gas purification unit of heavy hydrocarbons C 5 and higher due to low-temperature rectification using the expansion effect by expander, subsequent absorption fractionation, condensate stabilization and compression of the purified natural gas for supplying natural gas to the liquefaction unit or due to short-cycle adsorption on zeolites with obtaining purified gas sent to the liquefaction link of natural gas and stripping gas directed to compression and subsequent separation to obtain a separated gas used as fuel or in a liquefaction system, and a separated liquid supplied to stabilization to produce commodity condensate, which allows to reduce energy costs due to the production of cold in the expander with simultaneous transmission of torque to the compressor shaft, as well as capital and operating costs for carrying out short-cycle adsorption treatment due to a significant reduction in the size of the adsorbers and recovery of loaded zeolites.

Целесообразно также дожимное сжатие природного газа в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше осуществлять до давления 7,5 МПа, что позволяет транспортировать сжиженный природный газ от звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше до звена хранения сжиженного природного газа и передавливать сжиженный природный газ из резервуаров хранения в газовозы.It is also advisable to carry out the booster compression of natural gas in the unit for purification of natural gas from heavy hydrocarbons C 5 and higher to a pressure of 7.5 MPa, which allows transporting liquefied natural gas from the unit for purification of natural gas from heavy hydrocarbons C 5 and above to the storage unit for liquefied natural gas and transfer liquefied natural gas from storage tanks to gas carriers.

На фигуре 1 представлена схематичная иллюстрация заявляемого комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа, где используются следующие обозначения:The figure 1 presents a schematic illustration of the inventive complex liquefaction, storage and shipment of natural gas, which uses the following notation:

100 – блок подготовки;100 - training unit;

101 – звено сепарации и замера природного газа;101 - link for the separation and measurement of natural gas;

102 – звено очистки природного газа от ртути и метанола;102 - unit for the purification of natural gas from mercury and methanol;

103 – звено очистки природного газа от кислых примесей;103 - link purification of natural gas from acidic impurities;

104 – звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа;104 - link drying and purification from mercaptans of natural gas;

105 – звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше;105 - unit for the purification of natural gas from heavy hydrocarbons With 5 and above;

200 – блок сжижения;200 - liquefaction unit;

201 – звено сжижения природного газа;201 - natural gas liquefaction unit;

202 – звено хранения и компаундирования компонентов хладагента;202 - link storage and compounding of refrigerant components;

203 – звено компримирования хладагента;203 - refrigerant compression unit;

300 – блок хранения и отгрузки;300 - storage and shipment unit;

301 – звено хранения сжиженного природного газа;301 - link storage of liquefied natural gas;

302 – звено отгрузки сжиженного природного газа;302 - a link for the shipment of liquefied natural gas;

303 – звено компримирования отпарного газа;303 - link compression stripping gas;

304 – звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов;304 - a link for the purification of stable condensate from mercaptans;

1-20 – линии.1-20 - lines.

Сырьевой природный газ из магистрального трубопровода подают в блок подготовки 100, содержащий следующие звенья: звено сепарации и замера природного газа 101, звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, звено очистки природного газа от кислых примесей 103, звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104 и звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105. Сырьевой природный газ поступает по линии 1 с температурой 0-20 °С и давлением до 11,0 МПа в звено сепарации и замера природного газа 101, где происходит удаление из природного газа жидкостной пробки и поддержание давления на уровне не более 7,0 МПа и температуры на уровне 20 °С для стабильной работы остальных звеньев комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа. Отсепарированный природный газ далее по линии 2 направляют в звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, где предварительно подогретый газ последовательно пропускают через адсорберы и промывочную колонну, соответственно. Периодическая регенерация цеолитов осуществляется при температуре 220-240 °С за счет собственного подготовленного природного газа – на стадии пуска и за счет отпарного газа – на стадии эксплуатации, подогрев которых осуществляется с помощью горячего масла или водяного пара. Очищенный от ртути и метанола природный газ по линии 3 поступает в звено очистки природного газа от кислых примесей 103 и снизу вверх проходит колонну аминовой очистки, после чего охлаждается за счет последовательной передачи тепла потокам очищенного от ртути и метанола природного газа и отсепарированного природного газа. Очищенный от кислых примесей природный газ по линии 4 направляется в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104, где параллельно пропускают в нисходящем направлении через адсорберы для удаления с помощью молекулярных сит оставшейся воды до уровня, близкого к нулю, и для удаления с помощью слоя селективного адсорбента меркаптанов.Raw natural gas from the main pipeline is fed to the preparation unit 100, which contains the following units: a separation and measurement unit for natural gas 101, a unit for purifying natural gas from mercury and methanol 102, a unit for purifying natural gas from acidic impurities 103, a unit for drying and purifying natural mercaptans 104 gas and natural gas purification unit from heavy hydrocarbons C 5 and above 105. The raw natural gas is fed through line 1 at a temperature 0-20 ° C and pressure to 11.0 MPa in the separation unit and metering the natural gas 101, wherein the removal occurs of natural gas liquid plugs and maintaining the pressure at no greater than 7.0 MPa and at a temperature of 20 ° C for stable operation of the remaining parts of the complex liquefaction, storage and offloading natural gas. The separated natural gas is then sent via line 2 to the mercury and methanol 102 purification unit of natural gas, where the preheated gas is subsequently passed through adsorbers and a wash column, respectively. Periodic zeolite regeneration is carried out at a temperature of 220-240 ° C due to its own prepared natural gas - at the start-up stage and due to the stripping gas - at the operation stage, the heating of which is carried out using hot oil or water vapor. Natural gas purified from mercury and methanol through line 3 enters the purification unit of natural gas from acidic impurities 103 and an amine purification column passes from bottom to top, after which it is cooled by successive heat transfer to flows of natural gas purified from mercury and methanol and separated natural gas. Natural gas purified from acidic impurities is sent through line 4 to the drying and purification unit of natural gas mercaptans 104, where they are simultaneously passed downward through adsorbers to remove remaining water with molecular sieves to a level close to zero and to remove it using a layer selective adsorbent of mercaptans.

Осушенный природный газ по линии 5 подают в звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105, где давление газа после предварительного охлаждения до температуры минус 55 – минус 70 °С снижают посредством детандера до 2,0-3,5 МПа в зависимости от давления сырьевого природного газа, поступающего на комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, отводимый из детандера газ фракционируют в ректификационных колоннах. После разделения в ректификационных колоннах из звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105 по линии 6 подготовленный природный газ подается в блок сжижения 200, а фракция тяжелых углеводородов С5 и выше в виде стабильного конденсата по линии 10 – в блок хранения и отгрузки 300.The dried natural gas is fed via line 5 to the natural gas purification unit from heavy hydrocarbons C 5 and above 105, wherein the gas pressure after precooling to a temperature of -55 - -70 ° C through the expander to reduce 2.0-3.5 MPa depending from the pressure of raw natural gas entering the complex for liquefying, storing and shipping natural gas, the gas discharged from the expander is fractionated in distillation columns. After separation in distillation columns from the purification unit of natural gas from heavy hydrocarbons C 5 and higher 105 through line 6, the prepared natural gas is supplied to the liquefaction unit 200, and the fraction of heavy hydrocarbons C 5 and above in the form of stable condensate through line 10 to the storage unit and shipment 300.

Блок сжижения 200 включает: звено сжижения природного газа 201, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, звено компримирования хладагента 203. Подготовленный природный газ по линии 6 поступает в звено сжижения природного газа 201. Каждая линия сжижения природного газа состоит из трех последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике: предварительного холодильника, ожижителя и переохладителя, которые размещены в едином герметичном корпусе. Подготовленный природный газ последовательно охлаждают сначала до минус 40 – минус 70 °С, затем полностью конденсируют при температуре минус 90 – минус 120 °С, а после дросселирования до промежуточного давления 2,0-2,5 МПа переохлаждают до температуры минус 150 – минус 155 °С. Переохлаждённый сжиженный природный газ по линии 7 направляется в блок хранения и отгрузки 300.The liquefaction unit 200 includes: a natural gas liquefaction unit 201, a storage and compounding unit for refrigerant components 202, a refrigerant compression unit 203. The prepared natural gas through line 6 enters the natural gas liquefaction unit 201. Each natural gas liquefaction line consists of three serially connected coils in heat exchanger: pre-cooler, liquefier and subcooler, which are placed in a single sealed enclosure. The prepared natural gas is first cooled sequentially to minus 40 - minus 70 ° C, then completely condensed at a temperature of minus 90 - minus 120 ° C, and after throttling to an intermediate pressure of 2.0-2.5 MPa it is cooled to a temperature of minus 150 - min 155 ° C. The supercooled liquefied natural gas is sent via line 7 to the storage and shipment unit 300.

Холодопроизводительность для звена сжижения природного газа 201 обеспечивается закрытым циклом смешанного хладагента, содержащего азот, метан, этилен, а также, в зависимости от источника индивидуальных веществ, этан, пропан, пропилен и бутан. Хранение индивидуальных веществ и получение хладагента необходимого состава обеспечивается звеном хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, из которого по линии 12 осуществляется подпитка хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа. В звене компримирования хладагента 203 применяют компрессор для сжижения хладагента, поступающего по линии 15 из звена сжижения природного газа 201 при температуре минус 10 – плюс 15 °С и давлении 0,7 МПа. Хладагент сжимают на первой стадии цикла компрессора до 2,77 МПа. После охлаждения компримированного хладагента от температуры 85-105 °С до 2-35 °С (в зависимости от климатических условий) и частичной конденсации под действием окружающего воздуха осуществляют отделение жидкости от газа, далее газ дополнительно сжимают на второй стадии цикла компрессора до 5,0 МПа с последующей отправкой по линии 13 в звено сжижения природного газа 201, а жидкость по трубопроводу 14 направляют в змеевик предварительного охлаждения звена сжижения природного газа 201, где переохлаждают до температуры минус 40 – минус 70 °С и в последствии дросселируют в клапане до давления 0,7 МПа. The cooling capacity for the liquefaction unit of natural gas 201 is provided by a closed cycle mixed refrigerant containing nitrogen, methane, ethylene, and also, depending on the source of individual substances, ethane, propane, propylene and butane. The storage of individual substances and the receipt of the refrigerant of the required composition is provided by the storage and compounding unit of the components of the refrigerant 202, from which line 12 is charged with the refrigerant directly involved in the liquefaction link of natural gas. In the refrigerant compression unit 203, a compressor is used to liquefy the refrigerant coming through line 15 from the natural gas liquefaction unit 201 at a temperature of minus 10 - plus 15 ° C and a pressure of 0.7 MPa. The refrigerant is compressed in the first stage of the compressor cycle to 2.77 MPa. After cooling the compressed refrigerant from a temperature of 85-105 ° C to 2-35 ° C (depending on climatic conditions) and partial condensation under the influence of ambient air, liquid is separated from the gas, then the gas is additionally compressed at the second stage of the compressor cycle to 5.0 MPa, followed by sending it through line 13 to the liquefaction unit of natural gas 201, and the liquid through line 14 is sent to the pre-cooling coil of the liquefaction unit of natural gas 201, where it is subcooled to a temperature of minus 40 - minus 70 ° C and, subsequently, Throttle in the valve to a pressure of 0.7 MPa.

Блок хранения и отгрузки 300 включает: звено хранения сжиженного природного газа 301, звено отгрузки сжиженного природного газа 302, звено компримирования отпарного газа 303 и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов 304. Звено хранения сжиженного природного газа 301, куда направляется переохлажденный сжиженный природный газ по линии 7 после звена сжижения природного газа 201, включает необходимое количество резервуаров, снабженных насосами, которые перекачивают сжиженный природный газ по линии 8 в звено отгрузки сжиженного природного газа 302. Отпарные газы, образующиеся при хранении сжиженного природного газа в резервуарах, по линии 16 подают в звено компримирования отпарного газа 303. После звена отгрузки сжиженного природного газа 302 сжиженный природный газ направляют по линии 9 в газовоз для отгрузки потребителям. При отгрузке сжиженного природного газа из звена отгрузки сжиженного природного газа 302 образуется отпарной газ, который подают по линии 17 в звено компримирования отпарного газа 303, при этом его предварительно сжимают компрессором и впрыскивают в него сжиженный природный газ в объеме, необходимом для его охлаждения до минус 160 °С. Из звена компримирования отпарного газа 303 часть отпарного газа после второй ступени сжатия при давлении 2,0-3,0 МПа направляют в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104 по линии 20 для регенерации цеолитов в период эксплуатации, после чего насыщенный влагой и примесями газ регенерации по линии 19 возвращают в звено компримирования отпарного газа 303 на третью ступень сжатия. Часть отпарного газа по линии 18 подают на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом. Вторая часть отпарного газа из звена компримирования отпарного газа 303 по линии 21 подают в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки от тяжелых углеводородов С5 и выше 105 и звене компримирования хладагента 203.The storage and shipment unit 300 includes: a liquefied natural gas storage unit 301, a liquefied natural gas shipping unit 302, a stripping gas compression unit 303, and mercaptans 304 stable condensate purification unit. A liquefied natural gas storage unit 301, to which supercooled liquefied natural gas is sent via line 7 after the liquefied natural gas unit 201, includes the required number of tanks equipped with pumps that pump liquefied natural gas through line 8 to the liquefied natural gas shipping unit 302. Gas stripping gases formed during storage of LNG in tanks, through line 16 is fed to compression unit 303. After stripping gas link the LNG liquefied natural gas 302 is directed via line 9 to a gas carrier for shipment to consumers. When liquefied natural gas is dispatched, liquefied natural gas 302 is formed from the liquefied natural gas dispensing unit 302, which is fed via line 17 to the compression unit of the stripping gas 303, while it is preliminarily compressed by a compressor and the liquefied natural gas is injected into it in an amount necessary for cooling to minus 160 ° C. From the stripping gas compression unit 303, a part of the stripping gas after the second compression stage at a pressure of 2.0-3.0 MPa is sent to the drying and purification unit of natural gas mercaptans 104 along line 20 for the recovery of zeolites during operation, after which it is saturated with moisture and impurities regeneration gas via line 19 is returned to the compression unit of the stripping gas 303 to the third compression stage. Part of the stripping gas via line 18 is fed to a mixture with natural gas purified from acidic impurities. The second part of the stripping gas from the stripping gas compression unit 303 is supplied via line 21 as fuel for compressor turbines in the unit for cleaning heavy hydrocarbons C 5 and higher 105 and the refrigerant compression unit 203.

Направляемая по линии 10 фракция тяжелых углеводородов С5 и выше в виде стабильного конденсата поступает в звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов 304 для последующей передачи потребителям по линии 11.The fraction of heavy hydrocarbons C 5 and higher directed through line 10 in the form of stable condensate enters the purification unit of stable condensate from mercaptans 304 for subsequent transmission to consumers through line 11.

По заявляемому изобретению, реализуемому согласно технологической схеме, приведенной на фигуре 1, выполнено математическое моделирование комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа. According to the claimed invention, implemented according to the technological scheme shown in figure 1, a mathematical simulation of a complex of liquefaction, storage and shipment of natural gas.

Таким образом, заявленный комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет решить задачу разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо- и нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду.Thus, the claimed complex of liquefaction, storage and shipment of natural gas allows us to solve the problem of developing a system for transporting natural gas from the field to the consumer with intermediate processing of natural gas, which involves the extraction of valuable gas and petrochemicals and regenerated reagents, while minimizing the loss of natural gas into the environment Wednesday

Claims (17)

1. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:1. A complex for liquefying, storing and shipping natural gas, including the following links combined by direct and feedback connections, the parameters of which are determined in accordance with the content of impurities in the raw natural gas, as well as the climatic conditions of the region and the topography of the area: - звено сепарации и замера природного газа, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование расхода природного газа и регулирование температуры природного газа в диапазоне 16-30 °С за счет подогрева горячим маслом;- a link for the separation and measurement of natural gas, providing for the reception of liquid plugs, reducing the flow of natural gas and regulating the temperature of natural gas in the range of 16-30 ° C by heating with hot oil; - звено очистки природного газа от ртути и метанола, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации чистого метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в сжиженном природном газе;- a link for the purification of natural gas from mercury and methanol, which provides for the removal of mercury impurities by adsorption and methanol impurities by water washing and utilization of pure methanol by incineration, to prevent corrosion of aluminum equipment and the possibility of solid deposits in liquefied natural gas; - звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного сжиженного природного газа и для исключения возможности появления твердых отложений;- a unit for purifying natural gas from acidic impurities, hydrogen sulfide and carbon dioxide, which provides for the absorption of acidic impurities with an absorbent in the form of an amine aqueous solution and subsequent regeneration of a saturated absorbent, to ensure quality requirements for commercial liquefied natural gas and to eliminate the possibility of solid deposits; - звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110 °С с периодической регенерацией цеолитов при температуре 220-240 °С за счет собственного подготовленного природного газа – на стадии пуска и за счет отпарного газа – на стадии эксплуатации;- a link for drying and purification of mercaptans of natural gas, providing for the adsorption of moisture by zeolites to a dew point temperature of minus 110 ° C with periodic regeneration of zeolites at a temperature of 220-240 ° C due to its own prepared natural gas - at the start-up stage and due to the stripping gas - operation stages; - звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90 оС в зависимости от исходного содержания этих примесей в природном газе посредством использования внешнего хладагента или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения сжиженного газа; - gas purification unit from heavy hydrocarbons C 5 and higher, providing for their low temperature extraction by cooling to a temperature in the range from minus 30 to minus 90 ° C depending on the initial content of these impurities in the natural gas by using an external coolant or due to expansion natural gas in the expander with its subsequent compression to a pressure value that provides backpressure of the liquefaction and storage of liquefied gas; - звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено рецикла хладагента, представляющее собой замкнутый контур рециркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента для обеспечения холодом звена сжижения природного газа;- a natural gas liquefaction unit containing a direct liquefaction unit, consisting of one or more series-connected coils in a heat exchanger placed in a single sealed enclosure, and a refrigerant recycling unit, which is a closed loop of a recirculating refrigerant having a certain content of individual components, with the compression of this refrigerant to provide cold liquefaction link of natural gas; - звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из собственного природного газа;- storage and compounding component of the refrigerant components, which are individual substances or mixtures thereof, obtained from the side or isolated from own natural gas; - звено компримирования хладагента, предусматривающее компрессор для сжижения хладагента;- a refrigerant compression unit comprising a compressor for liquefying a refrigerant; - звено хранения сжиженного природного газа с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части сжиженного природного газа в наземном исполнении и второй части сжиженного природного газа в морском исполнении;- a link for storing liquefied natural gas with a version adopted depending on the topography of the area, coastal zone, and depths of the seabed in one of three options: ground version with placement in tanks, sea version with placement in tanks on a floating vessel or on a gravity platform, mixed execution with the placement of part of the liquefied natural gas in the ground version and the second part of the liquefied natural gas in the marine version; - звено отгрузки сжиженного природного газа, предусматривающее подзвено – терминал наземного исполнения – для транспортировки сжиженного природного газа до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено – терминал морского исполнения – для закачки сжиженного природного газа из морского хранилища в газовоз;- a liquefied natural gas dispatch unit providing a link - a land-based terminal - for transporting liquefied natural gas to containers and / or into an offshore storage tank and / or gas carrier and a sub-link - offshore terminal - for pumping liquefied natural gas from a marine storage to a gas carrier ; - звено компримирования отпарного газа, предусматривающее возврат отпарного газа из хранилищ в звено сжижения природного газа за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени до давления 2,0-3,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов и возвращают насыщенный влагой и примесями газ регенерации на третью ступень, на третьей ступени до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше и подзвене рецикла хладагента звена сжижения природного газа, для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа и хранения сжиженного природного газа;- a stripping gas compression unit, providing for the stripping gas return from storages to a natural gas liquefaction unit due to its three-stage compression: at the first stage in the compressor from atmospheric pressure to 1.0-1.5 MPa, at the second stage to a pressure of 2.0- 3.0 MPa, after which part of the stripping gas is sent for zeolite regeneration to the link for dehydration and purification of natural gas from mercaptans and the regenerated gas saturated with moisture and impurities is returned to the third stage, to the third stage to 6.0-8.0 MPa, after which part of the stripping gas apravlyayut for blending with purified from acid admixtures of natural gas from natural gas purification unit from acidic impurities, and another part of the stripper gas is used as fuel for turbine compressors link gas purification from heavy hydrocarbons C 5 and above and subunits recycle refrigerant for liquefying natural link gas, to prevent the accumulation of nitrogen and other impurities in the links of liquefaction of natural gas and storage of liquefied natural gas; - звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов, предусматривающее превращение содержащихся в стабильном конденсате меркаптанов в сульфиды.- a unit for cleaning stable condensate from mercaptans, which provides for the conversion of mercaptans contained in a stable condensate into sulfides. 2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в звене очистки природного газа от кислых примесей со стадии регенерации насыщенного абсорбента в качестве товарного продукта выводят поток чистой двуокиси углеводорода.2. The complex according to claim 1, characterized in that in the link for purifying natural gas from acidic impurities from the regeneration stage of the saturated absorbent, a stream of pure hydrocarbon dioxide is withdrawn as a commercial product. 3. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше удаление примесей осуществляют за счет низкотемпературной ректификации с использованием эффекта расширения посредством детандера, последующего абсорбционного фракционирования, стабилизации конденсата и компримирования очищенного природного газа для подачи в звено сжижения природного газа.3. The complex according to claim 1, characterized in that in the unit of purification of natural gas from heavy hydrocarbons With 5 and higher, the removal of impurities is carried out due to low-temperature distillation using the expansion effect by means of an expander, subsequent absorption fractionation, stabilization of the condensate and compression of the purified natural gas for supplying liquefied natural gas. 4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше удаление примесей осуществляют за счет короткоцикловой адсорбции на цеолитах с получением очищенного газа, направляемого в звено сжижения природного газа, и отдувочного газа, направляемого на компримирование и последующую сепарацию с получением отсепарированного газа, используемого в качестве топлива или в системе сжижения, и отсепарированной жидкости, подаваемой на стабилизацию для выработки товарного конденсата.4. A complex according to claim. 1, characterized in that the link purification of natural gas from heavy hydrocarbons C 5 and higher impurity removal is effected by pressure swing adsorption on zeolites to obtain the purified gas guided in a natural gas liquefaction unit, and stripping gas directed for compression and subsequent separation to obtain a separated gas used as fuel or in a liquefaction system, and a separated liquid supplied to stabilization to produce commodity condensate. 5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что дожимное сжатие природного газа в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше осуществляют до давления 7,5 МПа. 5. The complex according to claim 1, characterized in that the booster compression of natural gas in the link for the purification of natural gas from heavy hydrocarbons With 5 and higher is carried out to a pressure of 7.5 MPa.
RU2016140639A 2016-10-17 2016-10-17 Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas RU2629047C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016140639A RU2629047C1 (en) 2016-10-17 2016-10-17 Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016140639A RU2629047C1 (en) 2016-10-17 2016-10-17 Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2629047C1 true RU2629047C1 (en) 2017-08-24

Family

ID=59744925

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016140639A RU2629047C1 (en) 2016-10-17 2016-10-17 Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2629047C1 (en)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2670478C1 (en) * 2017-12-18 2018-10-23 Общество с ограниченной ответственностью "Газ Хим Технолоджи" Natural gas liquefaction, storage and shipment facility
RU2689505C1 (en) * 2018-09-21 2019-05-28 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at gas distribution station
RU2699160C1 (en) * 2018-12-28 2019-09-03 Игорь Анатольевич Мнушкин Natural gas processing and liquefaction complex
RU2702441C1 (en) * 2018-05-10 2019-10-08 Общество с ограниченной ответственностью "Газ Хим Технолоджи" Complex for processing and liquefaction of natural gas (embodiments)
RU2715126C1 (en) * 2019-05-31 2020-02-25 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing natural gas with production of liquefied natural gas of controlled quality
RU2722255C1 (en) * 2019-08-06 2020-05-28 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas processing complex layout
RU2732530C1 (en) * 2020-02-27 2020-09-21 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) Power technological complex for generation of heat and mechanical energy and method of operation of complex
RU2772595C1 (en) * 2021-10-07 2022-05-23 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing main natural gas into marketable products

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3792590A (en) * 1970-12-21 1974-02-19 Airco Inc Liquefaction of natural gas
US6085546A (en) * 1998-09-18 2000-07-11 Johnston; Richard P. Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas
RU2438081C2 (en) * 2007-07-04 2011-12-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" ( ООО" Газпром ВНИИГАЗ " ) Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3792590A (en) * 1970-12-21 1974-02-19 Airco Inc Liquefaction of natural gas
US6085546A (en) * 1998-09-18 2000-07-11 Johnston; Richard P. Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas
RU2438081C2 (en) * 2007-07-04 2011-12-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" ( ООО" Газпром ВНИИГАЗ " ) Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2670478C1 (en) * 2017-12-18 2018-10-23 Общество с ограниченной ответственностью "Газ Хим Технолоджи" Natural gas liquefaction, storage and shipment facility
RU2702441C1 (en) * 2018-05-10 2019-10-08 Общество с ограниченной ответственностью "Газ Хим Технолоджи" Complex for processing and liquefaction of natural gas (embodiments)
RU2689505C1 (en) * 2018-09-21 2019-05-28 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at gas distribution station
RU2699160C1 (en) * 2018-12-28 2019-09-03 Игорь Анатольевич Мнушкин Natural gas processing and liquefaction complex
RU2715126C1 (en) * 2019-05-31 2020-02-25 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing natural gas with production of liquefied natural gas of controlled quality
RU2722255C1 (en) * 2019-08-06 2020-05-28 Игорь Анатольевич Мнушкин Gas processing complex layout
RU2732530C1 (en) * 2020-02-27 2020-09-21 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) Power technological complex for generation of heat and mechanical energy and method of operation of complex
RU2772595C1 (en) * 2021-10-07 2022-05-23 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing main natural gas into marketable products
RU2774546C1 (en) * 2021-12-02 2022-06-21 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for liquefaction, storage and shipment of natural gas with increased productivity

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2629047C1 (en) Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas
RU2194930C2 (en) Method for liquefaction of natural gas containing at least one freezable component
AU2008274901B2 (en) Boil-off gas treatment process and system
RU2204094C2 (en) Updated technique of stage cooling for natural gas liquefaction
RU2350553C2 (en) Method and device for natural gas products, containing helium and liquefied natural gas
US20150233634A1 (en) Systems and methods for producing cng and ngls from raw natural gas, flare gas, stranded gas, and/or associated gas
RU2195611C2 (en) Method for cooling by means of multicomponent cooling agent for liquefying natural gas
CN100417903C (en) LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6553784B2 (en) Comprehensive natural gas processor
CZ9904556A3 (en) Enhanced process for liquefying natural gas
CN1095496C (en) Process for preparing liquefied natural gas
RU2607708C2 (en) Method and apparatus for removing nitrogen from cryogenic hydrocarbon composition
CN102112829B (en) Liquefied natural gas production
RU2533462C2 (en) Feed natural gas treatment method to produce treated natural gas and hydrocarbon fraction c5 + and the respective unit
KR20120040700A (en) Method for treating a multi-phase hydrocarbon stream and an apparatus therefor
JP2019529853A (en) Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
RU2670478C1 (en) Natural gas liquefaction, storage and shipment facility
US9612050B2 (en) Simplified LNG process
RU2699160C1 (en) Natural gas processing and liquefaction complex
CN102620522B (en) Process and device for producing liquefied natural gas (LNG) and removing hydrogen and nitrogen through throttling flash evaporation
CN108431184B (en) Method for preparing natural gas at gas pressure reduction station to produce Liquid Natural Gas (LNG)
RU2702441C1 (en) Complex for processing and liquefaction of natural gas (embodiments)
CA2764162C (en) Simplified lng process
WO2013144671A1 (en) Cryogenic separation process of a feed gas stream containing carbon dioxide and methane
CN205011693U (en) System for utilize oil field gas to retrieve two kinds of mixed refrigerant of result preparation of LNGLPGNGL

Legal Events

Date Code Title Description
HE4A Notice of change of address of a patent owner

Effective date: 20190715