RU2660213C1 - Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений - Google Patents

Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений Download PDF

Info

Publication number
RU2660213C1
RU2660213C1 RU2017125928A RU2017125928A RU2660213C1 RU 2660213 C1 RU2660213 C1 RU 2660213C1 RU 2017125928 A RU2017125928 A RU 2017125928A RU 2017125928 A RU2017125928 A RU 2017125928A RU 2660213 C1 RU2660213 C1 RU 2660213C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
natural gas
stage
gas
cycle
minus
Prior art date
Application number
RU2017125928A
Other languages
English (en)
Inventor
Чингиз Саибович Гусейнов
Елена Борисовна Фёдорова
Данила Юрьевич Тулин
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина"
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 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина"
Priority to RU2017125928A priority Critical patent/RU2660213C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2660213C1 publication Critical patent/RU2660213C1/ru

Links

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
    • F25J1/0002—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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • 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
    • F25J1/0221—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 using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop
    • 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
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F25J1/0278—Unit being stationary, e.g. on floating barge or fixed platform
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/40—Air or oxygen enriched air, i.e. generally less than 30mol% of O2
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (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

Изобретение относится к способам сжижения природного газа и может быть использовано при подводном освоении газовых и газоконденсатных месторождений. Последовательно проводят два независимых холодильных цикла сжижения природного газа. Первый независимый цикл проводят в одну ступень в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа, с использованием в качестве хладагента арктической морской воды и проведением процесса сжижения изобарически при давлении не менее 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С. Затем газ подают на второй независимый цикл сжижения на подводном заводе для сжижения природного газа. Он включает четыре ступени с межступенчатой сепарацией и подачей сжижаемого природного газа в противотоке с хладагентом, в качестве которого используют воздух в жидкой фазе, имеющий давление не менее 4,0 МПа, который подают на последнюю четвертую ступень по ходу движения природного газа. Газ охлаждают на первой ступени данного цикла до температуры минус 15°С - минус 20°С, на второй ступени - до минус 35°С - минус 45°С, на третьей ступени - до минус 60°С - минус 75°С, на четвертой ступени - до минус 161,5°С со снижением давления на указанной ступени до 0,15 МПа с получением сжиженного природного газа. Технический результат заключается в упрощении технологической схемы способа, снижении расхода хладагента, повышении выхода целевого СПГ и исключении необходимости вывода газообразного азота под уровень ледовых образований или в атмосферу, в улучшении экологического фактора.

Description

Изобретение относится к способам сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений и может быть использовано при подводном освоении газовых и газоконденсатных месторождений путем сжижения природного газа непосредственно в месте его добычи, в частности на длительно замерзающих акваториях Северного Ледовитого океана.
Известен способ сжижения потока углеводородов, проводимый на плавучем основании или на морской платформе, состоящий из стадии частичного сжижения исходного потока углеводородов на первой ступени охлаждения посредством пропускания сырьевого потока углеводородов в противотоке, по меньшей мере, с первой фракцией смешанного хладагента, циркулирующего в контуре со смешанным хладагентом, в одном или большем количестве первых теплообменников и уменьшения температуры исходного потока углеводородов от температуры 0°С или выше до температуры в интервале от -20°С до -70°С; пропускания частично сжиженного потока углеводородов через первый газожидкостный сепаратор с получением отводимого с верха сепаратора газообразного потока, богатого метаном, и отводимого снизу смешанного потока жидкости, богатого углеводородами С2+; сжижения отводимого с верха сепаратора газообразного, богатого метаном потока, на второй ступени охлаждения за счет его прохождения через, по меньшей мере, один второй теплообменник и теплообмена в противотоке, по меньшей мере, со второй фракцией смешанного хладагента, циркулирующего в контуре со смешанным хладагентом, для получения сжиженного потока углеводородов, при этом температура отводимого с верха сепаратора газообразного, богатого метаном потока, на второй ступени охлаждения уменьшается до температуры ниже минус 100°С (RU 2010124432, 2011).
Недостаток указанного способа заключается в невозможности использования последнего в процессе разработки подводных месторождений, а также в отсутствии возможности поэтапной сепарации отдельных ожиженных фракций углеводородов, конденсирующихся при различных температурах внутри указанного интервала охлаждения.
Более близким к изобретению является способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений, включающий два независимых холодильных цикла сжижения.
Первый независимый цикл состоит из одной ступени. В данном цикле хладагентом является арктическая морская вода. Процесс выполняют изобарически, при давлении 100 бар природный газ охлаждают до +7°С, при этом первый независимый цикл реализуют в гибкой трубе, связывающей буродобывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа.
Второй независимый цикл состоит из девяти ступеней. В указанном цикле хладагентом является жидкий азот. Процесс выполняют при одновременном снижении температуры и давления. Второй независимый цикл реализуют непосредственно на подводном заводе для сжижения природного газа. В каждой ступени второго независимого цикла природный газ дросселируют в противотоке жидкого азота, снижая его температуру и давление, затем сепарируют. Жидкий азот подают в ступенях второго независимого цикла таким образом, чтобы максимально охладить последнюю ступень с природным газом. На первой ступени второго независимого цикла проводят сжатие до давления 70 бар, охлаждение до 0°С и сепарацию. На второй ступени - до давления 65 бар, охлаждение до -20°С и сепарацию. На третьей ступени - до давления 60 бар, охлаждение до -40°С и сепарацию. На четвертой ступени - до давления 55 бар, охлаждение до -60°С и сепарацию. На пятой ступени - сжатие до давления 50 бар, охлаждение до -80°С и сепарацию. На шестой ступени до давления 30 бар, охлаждение до -108°С и сепарацию. На седьмой ступени до давления 15 бар, охлаждение до -123°С и сепарацию. На восьмой ступени - до давления 5 бар, охлаждение до -143°С и сепарацию. На девятой ступени - до -163°С и сепарацию. При этом диаметр трубы второго независимого цикла, в которую подают природный газ, пропорционально уменьшают после сепарации от первой ступени к девятой (RU 2604887, 2016).
Недостатки указанного способа сжижения заключаются в необходимости проведения трудоемкого вывода газообразного азота под уровень ледовых образований или непосредственно в атмосферу, и, как следствие, в необходимости проведения дополнительной операции по его канализации до уровня поверхности моря, в наличии выброса большого количества азота в морскую воду или в атмосферу, что может иметь негативное экологическое воздействие на окружающую среду. Кроме того, использование в качестве хладагента жидкого азота приводит к усложнению аппаратурного оформления, к заниженному выходу целевого продукта и экономически менее выгодно.
Таким образом, указанный способ недостаточно эффективен.
Техническая проблема настоящего изобретения заключается в повышении эффективности способа подводного сжижения природного газа.
Указанная проблема решается описываемым способом сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений путем проведения последовательно двух независимых холодильных циклов сжижения природного газа, при котором первый независимый цикл проводят в одну ступень в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа, с использованием в качестве хладагента арктической морской воды и проведением процесса сжижения изобарически при давлении не менее 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С, полученный в первом независимом цикле газ подают на второй независимый цикл сжижения, осуществляемый на подводном заводе для сжижения природного газа, который проводят в четыре ступени с межступенчатой сепарацией и подачей сжижаемого природного газа в противотоке с хладагентом, в качестве которого используют воздух в жидкой фазе, имеющий давление не менее 4,0 МПа, который подают на последнюю четвертую ступень по ходу движения природного газа, с охлаждением газа на первой ступени данного цикла до температуры минус 15°С - минус 20°С, на второй ступени - до минус 35°С - минус 45°С, на третьей ступени - до минус 60°С - минус 75°С, на четвертой ступени - до минус 161,5°С со снижением давления на указанной ступени до 0,15 МПа с получением сжиженного природного газа.
Полученный технический результат заключается в упрощении технологической схемы способа, повышении выхода целевого продукта, в исключении необходимости вывода газообразного азота под уровень ледовых образований или в атмосферу, исключении проведения операции по его канализации, а также выброса азота в морскую воду или в атмосферу за счет теплофизических свойств используемого жидкого воздуха. После проведения второго независимого холодильного цикла сжижения газа газообразный воздух возможно направлять во все помещения подводных функциональных и технологических сооружений в качестве атмосферного воздуха для создания жизненно необходимой комфортной среды для трудовой деятельности персонала. Избыток воздуха возможно выпускать в водную среду с помощью специального компрессора, предназначенного сжимать излишний воздух до давления, превышающего гидростатический столб морской воды, способствуя тем самым ее обогащению кислородом и, как следствие, приводящим к улучшению экологического фактора.
Описываемый способ подводного сжижения природного газа заключается в следующем.
Способ сжижения природного газа состоит из двух последовательных, независимых холодильных циклов сжижения природного газа.
Первый независимый цикл проводят в одну ступень с использованием в качестве хладагента арктической морской воды, в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа. Процесс сжижения проводят изобарически при давлении не ниже 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С.
Газ, полученный в первом независимом цикле из гибкого подводного трубопровода, подают с добывающего сооружения на второй независимый цикл сжижения газа, проводимый непосредственно на подводном заводе сжижения природного газа. Второй независимый цикл состоит из 4 ступеней. Газ, охлажденный в первом независимом цикле, проходит последовательно четыре ступени второго независимого цикла в противотоке с хладагентом. Диаметр трубы, по которой подается природный газ, пропорционально уменьшается после сепарации от первой ступени к четвертой. Хладагент - воздух в жидкой фазе (жидкий воздух) поступает на последнюю четвертую ступень по ходу движения сжижаемого газа и проходит последовательно в противотоке с указанным газом, соответственно, четвертую, третью, вторую и первую ступени второго цикла.
После каждой из первых трех ступеней второго цикла сжижаемый природный газ сепарируют для вывода образовавшейся жидкости, состоящей из смеси углеводородов и неорганических примесей с более высокими температурами кипения, чем у метана. Охлаждение природного газа на первой ступени проводят до температуры минус 15°С - минус 20°С. На второй ступени охлаждение газа, полученного после сепарации на первой ступени, проводят до температуры минус 35°С - минус 45°С. На третьей ступени проводят охлаждение газа после сепарации на второй ступени до температуры минус 60°С - минус 75°С. На четвертой ступени проводят охлаждение газа третьей ступени, после его сепарации, до минус 161,5°С с понижением давления на данной ступени до 0,15 МПа и получают целевой сжиженный природный газ.
Пример
Буродобывающее подводное сооружение соединено с подводным заводом для сжижения природного газа связующим гибким трубопроводом с длиной, обеспечивающей охлаждение природного газа в арктической среде моря. На данном сооружении скважинный флюид предварительно очищают от примесей и направляют по гибкому подводному трубопроводу на подводный завод по производству сжиженного природного газа (СПГ).
В указанном гибком трубопроводе проводят первый независимый цикл в одну ступень с использованием в качестве хладагента арктической морской воды. Процесс сжижения проводят изобарически при давлении 4,0 МПа с охлаждением природного газа до температуры 7°С. Газ, полученный в первом независимом цикле, имеющий вышеуказанные температуру и давление, из гибкого подводного трубопровода подают с добывающего сооружения на первую ступень второго независимого цикла сжижения газа, который проводят на подводном заводе сжижения природного газа.
Второй независимый цикл состоит из 4 ступеней с межступенчатой сепарацией. Сжижаемый газ после первого цикла охлаждения последовательно проходит четыре ступени цикла в противотоке с хладагентом, подаваемым на четвертую ступень второго цикла и проходящем последовательно четвертую, третью, вторую и первую ступени второго цикла. В качестве хладагента, подаваемого на четвертую ступень, используют воздух в жидкой фазе, имеющий температуру минус 195°С и давление 4,0 МПа. После первых трех ступеней второго цикла природный газ сепарируют для вывода образовавшейся жидкости, состоящей из смеси углеводородов и неорганических примесей с более высокими температурами кипения, чем у метана.
На первой ступени второго цикла проводят охлаждение природного газа до температуры минус 15°С. Затем осуществляют сепарацию полученного продукта. На второй ступени проводят охлаждение полученного на первой ступени газа до температуры минус 35°С с последующей сепарацией. На третьей ступени проводят охлаждение газа второй ступени до температуры минус 60°С и последующую его сепарацию. На четвертой ступени проводят охлаждение газа третьей ступени до минус 161,5°С с понижением давления до 0,15 МПа и получают целевой сжиженный природный газ. Сжиженный природный газ направляют в резервуар СПГ. Отводимый с первой ступени, по ходу движения сжижаемого газа, воздух в газовой фазе направляют в систему воздухообеспечения помещений буродобывающего и других подводных сооружений.
Проведение описываемого способа позволяет снизить расход хладагента выше, чем на 6% отн. (расход жидкого азота составляет 25,01 м3/ч, расход жидкого воздуха составляет 23, 31 м3/ч), повысить выход целевого СПГ более чем на 3% отн. (при одинаковом расходе газа на входе на второй цикл описываемого и известного способов, равном 9175 кг/ч выход СПГ составляет 7317 кг/ч и 7096 кг/ч соответственно).
Проведение описываемого способа в иных режимных условиях, входящих в заявленные интервалы, приводит к аналогичным результатам, нарушение указанных условий не позволяет достичь желаемого результата.
Описываемый способ сжижения природного газа предназначен для использования в подводном плавучем/погружном комплексе для подводного освоения глубоководных месторождений, круглогодично эксплуатируемом на глубине в диапазоне от 100 до 120 м от уровня моря, включающим в себя ряд автономных подводных плавучих сооружений: буродобывающего, жилого блока с центром управления, атомной электростанции, завода сжижения природного газа, резервуара для приема/хранения жидкого воздуха, резервуара для приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа, и танкера-газовоза (также подводного исполнения). При этом буродобывающее сооружение обладает возможностью круглогодичного подводного бурения скважин и их эксплуатации с очисткой скважинного флюида от мехпримесей. Буродобыващее сооружение соединено с заводом для сжижения природного газа гибкой трубой, протяженность которой обеспечивает предварительное охлаждение природного газа в арктической среде моря до заданной величины. Завод сжижения природного газа выполнен с возможностью сжижения газа путем каскадного ступенчатого последовательного охлаждения до температуры конденсации в противотоке с жидким воздухом, постепенно переходящим в газообразное состояние. Затем этот воздух, выполнивший функцию хладагента, подают во все подводные помещения при нормобарическом давлении с целью создания нормальной жизнедеятельности всего обслуживающего персонала, после чего отработанный воздух принудительно (т.е. с давлением на выходе из подводных сооружений, превосходящем гидростатическое давление столба воды) выводят из всех подводных сооружений в водную среду, обогащая ее остаточным кислородом и улучшая жизнедеятельность водной фауны и флоры. Обеспечение электроэнергией осуществляют по гибким плавучим кабелям всех подводных сооружений.
Таким образом, способ согласно изобретению позволяет упростить технологическую схему способа (снижение количества ступеней второго цикла с девяти до четырех), в том числе, за счет сокращения более чем вдвое площади, занимаемой теплообменниками, исключить вывод газообразного азота под уровень ледовых образований или в атмосферу, исключить проведение операции по его канализации, а также выброс азота в морскую воду или в атмосферу за счет теплофизических свойств используемого жидкого воздуха.
Способ позволяет также снизить расход хладагента, снизить эксплуатационные затраты, повысить выход целевого СПГ, использовать хладагент более низкой себестоимости. Проведение описываемого способа позволяет использовать газообразный воздух, отводимый со второго независимого цикла в качестве атмосферного воздуха в помещениях подводных сооружений, а также для обогащения водной среды кислородом.

Claims (1)

  1. Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений путем проведения последовательно двух независимых холодильных циклов сжижения природного газа, при котором первый независимый цикл проводят в одну ступень в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа, с использованием в качестве хладагента арктической морской воды и проведением процесса сжижения изобарически при давлении не менее 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С, полученный в первом независимом цикле газ подают на второй независимый цикл сжижения, осуществляемый на подводном заводе для сжижения природного газа, который проводят в четыре ступени с межступенчатой сепарацией и подачей сжижаемого природного газа в противотоке с хладагентом, в качестве которого используют воздух в жидкой фазе, имеющий давление не менее 4,0 МПа, который подают на последнюю четвертую ступень по ходу движения природного газа, с охлаждением газа на первой ступени данного цикла до температуры минус 15°С - минус 20°С, на второй ступени - до минус 35°С - минус 45°С, на третьей ступени - до минус 60°С - минус 75°С, на четвертой ступени - до минус 161,5°С со снижением давления на указанной ступени до 0,15 МПа с получением сжиженного природного газа.
RU2017125928A 2017-07-19 2017-07-19 Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений RU2660213C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017125928A RU2660213C1 (ru) 2017-07-19 2017-07-19 Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017125928A RU2660213C1 (ru) 2017-07-19 2017-07-19 Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2660213C1 true RU2660213C1 (ru) 2018-07-05

Family

ID=62815839

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017125928A RU2660213C1 (ru) 2017-07-19 2017-07-19 Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2660213C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112303769A (zh) * 2020-11-16 2021-02-02 安瑞科(蚌埠)压缩机有限公司 一种lng冷能循环回收存储装置

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2344359C1 (ru) * 2007-07-04 2009-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей
UA102392C2 (ru) * 2010-11-04 2013-07-10 Александр Анатольевич Вассерман Способ обработки и морской перевозки сжиженного природного газа
US8490562B1 (en) * 2011-02-11 2013-07-23 Atp Oil & Gas Corporation Liquefied natural gas dynamic positioning system processing and transport system
RU2604887C1 (ru) * 2015-10-02 2016-12-20 Чингиз Саибович Гусейнов Способ подводного освоения газовых месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления
US9664441B2 (en) * 2013-07-18 2017-05-30 S.G.B.D. Technologies Ltd. Methods and systems for underwater gas pressurization and liquefaction

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2344359C1 (ru) * 2007-07-04 2009-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей
UA102392C2 (ru) * 2010-11-04 2013-07-10 Александр Анатольевич Вассерман Способ обработки и морской перевозки сжиженного природного газа
US8490562B1 (en) * 2011-02-11 2013-07-23 Atp Oil & Gas Corporation Liquefied natural gas dynamic positioning system processing and transport system
US9664441B2 (en) * 2013-07-18 2017-05-30 S.G.B.D. Technologies Ltd. Methods and systems for underwater gas pressurization and liquefaction
RU2604887C1 (ru) * 2015-10-02 2016-12-20 Чингиз Саибович Гусейнов Способ подводного освоения газовых месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112303769A (zh) * 2020-11-16 2021-02-02 安瑞科(蚌埠)压缩机有限公司 一种lng冷能循环回收存储装置

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2141084C1 (ru) Установка для сжижения
JP5642697B2 (ja) 天然ガス供給流を用いて過冷却された液化天然ガス流を生産するための方法、及び関連した装置
JP6923629B2 (ja) 発電システム及び方法からの低圧液体二酸化炭素の生成
RU2503900C2 (ru) Способ и устройство для охлаждения и сжижения потока углеводородов
JP4854743B2 (ja) 第１冷却サイクルを用いた冷却によって得られた液化天然ガスの流れを処理する方法、及び関連した装置
CN103865601B (zh) 丙烷预冷脱乙烷塔顶回流的重烃回收方法
AU2008281777B2 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
RU2604887C1 (ru) Способ подводного освоения газовых месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления
NO310085B1 (no) Fremgangsmåte for væskedannelse av en hydrokarbonrik ström
US20110265494A1 (en) Production of Liquefied Natural Gas
KR20090105919A (ko) 액화 천연가스의 제조 방법 및 시스템
RU2632598C1 (ru) Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления
US3161492A (en) Mobile gas liquefaction platform
Pellegrini et al. Techno-economic analysis of LNG production using cryogenic vs conventional techniques for natural gas purification
RU2660213C1 (ru) Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений
BR112019015266A2 (pt) método e sistema para a recuperação de petróleo realçada por co2
CN204739842U (zh) Flng油气预处理及液化装置
AU2015330970B2 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas
Kurz et al. Upstream and midstream compression applications: Part 1—applications
Choi LNG for petroleum engineers
RU2344359C1 (ru) Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей
RU2720732C1 (ru) Способ и система охлаждения и разделения потока углеводородов
RU2555909C1 (ru) Способ подготовки углеводородного газа к транспорту
RU101787U1 (ru) Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа
WO2016054695A1 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas