RU2670478C1 - Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа - Google Patents
Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670478C1 RU2670478C1 RU2017144261A RU2017144261A RU2670478C1 RU 2670478 C1 RU2670478 C1 RU 2670478C1 RU 2017144261 A RU2017144261 A RU 2017144261A RU 2017144261 A RU2017144261 A RU 2017144261A RU 2670478 C1 RU2670478 C1 RU 2670478C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- gas
- unit
- purification
- impurities
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 292
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 146
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 88
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 41
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 36
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 36
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical group S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 14
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 238000013329 compounding Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 4
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 4
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 claims description 4
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 8
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 3
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 natural gas mercaptans Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011150 reinforced concrete Substances 0.000 description 1
- 102200068707 rs281865211 Human genes 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение может быть использовано для обеспечения экспорта природного газа. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает следующие звенья: звено сепарации и замера природного газа, звено очистки природного газа от ртути и метанола, звено очистки природного газа от кислых примесей, звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа. Отпарной газ после первой ступени компрессора звена компримирования отпарного газа в полном объеме направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа. Далее насыщенный влагой и примесями газ регенерации используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента, причем для повышения его теплотворной способности насыщенный влагой и примесями газ регенерации объединяют с тяжелыми углеводородами С5 и выше после звена сжижения природного газа. Техническим результатом является обеспечение энергосбережения и вариативности функционирования системы при изменении условий ее работы. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
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.
Природный газ как в настоящее время, так и в обозримом будущем является наиболее экологически чистым видом топлива. Российская Федерация занимает первое место в мире по разведанным запасам природного газа (25%) и его добыче (18%) (FranchExpert. Топ 10 газовых империй мира [Электронный ресурс] / URL:http://www.franchexpert.ru/node/194 (дата обращения 06.10.2017 г.)). Значительную долю доходной части бюджета страны обеспечивает трубопроводный экспорт природного газа. Однако с учетом современного снижения объема закупок природного газа, транспортируемого в европейские страны по системе магистральных трубопроводов, требуется развитие альтернативных способов транспорта природного газа от месторождения до потребителя. С учетом того, что значительная часть мощных газовых месторождений расположена в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока с плохо развитой инфраструктурой, а дефицит топлива сохраняется в странах тихоокеанского региона, одним из наиболее перспективных направлений экспорта природного газа становится морской транспорт сжиженного природного газа на специализированных газовозах. При этом формируется обладающая рядом недостатков цепочка самостоятельных предприятий.
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 С1, МПК F17C 3/00, заявлен 24.01.2011 г., опубликован 27.03.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:
1) невозможность регулирования качества сжиженного природного газа из-за отсутствия соответствующей аппаратуры для очистки сжиженного природного газа, например, удаления корродирующих компонентов (СO2, H2S, меркаптаны и т.д.) или компонентов с низкой теплотворной способностью (N2 и т.д.);
2) поддержание низкой температуры сжиженного природного газа за счет испарения части сжиженного природного газа, повышающего энергоемкость системы хранения;
3) жесткая связь функционирования комплекса хранения сжиженного природного газа с графиками поставки природного газа, расход которого является независимым параметром, усложняющим управление комплексом.
Известен также 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 2541360 С1, МПК F25J 1/00, заявлен 20.02.2014 г., опубликован 10.02.2015 г.). Недостатками данного изобретения являются:
1) отсутствие стадии очистки природного газа от сернистых соединений, вызывающих интенсивную коррозию работающего под высоким давлением оборудования;
2) малоэффективное отделение тяжелых углеводородов от природного газа в сопловом аппарате детандера по причине использования однократной конденсации на одном псевдоконтактном устройстве, в то время как большая часть тяжелых углеводородов остается в газовом потоке.
Наиболее близок заявляемому изобретению 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: звено сепарации и замера природного газа; звено очистки природного газа от ртути и метанола; звено очистки природного газа от кислых примесей; звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа; звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения и подзвено рецикла хладагента; звено хранения и компаундирования компонентов хладагента; звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа; звено отгрузки сжиженного природного газа, предусматривающее подзвено - терминал наземного исполнения и подзвено - терминал морского исполнения; звено компримирования отпарного газа, предусматривающее возврат отпарного газа 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 от меркаптанов природного газа 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; звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов (патент на изобретение RU 2629047 С1, МПК F25J 1/00, заявлен 17.10.2016 г., опубликован 24.08.2017 г.). Недостатками данного изобретения являются:
1) чрезмерно затратная очистка природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, реализуемая в самостоятельном звене за счет низкотемпературного извлечения при температуре минус 30,0 - минус 90,0°С с использованием внешнего хладагента или за счет расширения сжатого природного газа в турбодетандере, так как даже при атмосферном давлении температура конденсации, например, пентана и гексана составляет 36,1 и 69,0°С, соответственно;
2) трехступенчатое компримирование отпарного газа для последующего сжижения, причем после второй ступени часть отпарного газа направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа с возвращением насыщенного влагой и примесями газа регенерации на третью ступень сжатия, однако при значительном объеме загрузки цеолита в адсорберах, характерном для продолжительности стадии адсорбции в течение 12-24 часов, количество отпарного газа может оказаться недостаточным для обеспечения процесса регенерации цеолитов;
3) нецелесообразное смешение части отпарного газа после трехступенчатого компримирования с очищенным от кислых примесей природным газом перед осушкой и очисткой от меркаптанов природного газа, поскольку часть отпарного газа между второй и третьей ступенями сжатия используется для регенерации цеолитов и будет содержать примеси влаги и меркаптанов.
При создании заявляемого изобретения была поставлена задача разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, обеспечивающей энергосбережение и достаточную вариативность функционирования системы при изменении условий ее работы.
Поставленная задача может быть решена за счет того, что в комплексе сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающем 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:
- 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;
- 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;
- 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;
- 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;
- звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, подзвено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше и подзвено рецикла хладагента, представляющее собой замкнутый контур рециркулирующего хладагента, с проведением компримирования этого хладагента для обеспечения холодом звена сжижения природного газа;
- звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из собственного природного газа;
- звено компримирования хладагента, предусматривающее компрессор для сжижения хладагента;
- 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;
- 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;
- звено компримирования отпарного газа, предусматривающее направление отпарного газа после первой ступени компрессора в полном объеме для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, при этом насыщенный влагой и примесями газ регенерации далее используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента, причем для повышения его теплотворной способности насыщенный влагой и примесями газ регенерации объединяют с тяжелыми углеводородами С5 и выше после звена сжижения природного газа.
Целесообразно в случае недостатка отпарного газа после первой ступени компрессора звена компримирования отпарного газа объединять его с частью осушенного природного газа после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа.
Целесообразно в случае нехватки топлива для обеспечения бесперебойной работы компрессоров в звене компримирования хладагента насыщенный влагой и примесями газ регенерации после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа объединять с частью сырьевого природного газа, поступающего на комплекс.
Предлагаемая структура комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет:
1) снизить энергозатраты за счет введения звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше в качестве соответствующего подзвена в состав звена сжижения природного газа с удалением тяжелых углеводородов С5 и выше методом отпаривания;
2) существенно снизить энергозатраты в звене компримирования отпарного газа за счет замены трехступенчатого сжатия отпарного газа на одноступенчатое;
3) увеличить продолжительности стадии адсорбции в адсорберах звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа за счет подачи отпарного газа после первой ступени компрессора в полном объеме для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, что упрощает управление работой данного звена;
4) улучшить условия регенерации цеолитов в звене осушки и очистки от меркаптанов природного газа за счет снижения давления отпарного газа как регенерирующего агента при его одноступенчатом сжатии;
5) обеспечить вариативность работы звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа за счет дополнительного использования в случае недостатка отпарного газа для проведения регенерации цеолитов части осушенного природного газа после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа;
6) использовать в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента весь объем насыщенного влагой и примесями газ регенерации цеолитов;
7) повысить теплотворную способность топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента за счет объединения насыщенного влагой и примесями газа регенерации с тяжелыми углеводородами С5 и выше;
8) обеспечить бесперебойную работу компрессоров в звене компримирования хладагента в случае нехватки в качестве топлива для турбин компрессоров насыщенного влагой и примесями газа регенерации за счет объединения насыщенного влагой и примесями газа регенерации с частью сырьевого природного газа, поступающего на комплекс.
На чертеже представлена схема, иллюстрирующая заявляемый комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, с использованием следующих обозначений:
100 - блок подготовки;
101 - звено сепарации и замера природного газа;
102 - звено очистки природного газа от ртути и метанола;
103 - звено очистки природного газа от кислых примесей;
104 - звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа;
200 - блок сжижения;
201 - звено сжижения природного газа;
202 - звено хранения и компаундирования компонентов хладагента;
203 - звено компримирования хладагента;
300 - блок хранения и отгрузки;
301 - звено хранения сжиженного природного газа;
302 - звено отгрузки сжиженного природного газа;
303 - звено компримирования отпарного газа; 1-19 - линии.
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 и звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104. Сырьевой природный газ поступает по линии 1 с температурой 0-20°С и давлением до 9,8 МПа в звено сепарации и замера природного газа 101, где происходит удаление из природного газа жидкостной пробки и поддержание давления на уровне не более 8,5 МПа и температуры на уровне 20°С для стабильной работы остальных звеньев комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа. Далее отсепарированный природный газ по линии 2 направляют в звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, где предварительно подогретый природный газ последовательно пропускают через адсорберы и промывочную колонну, соответственно. Очищенный от ртути и метанола природный газ по линии 3 поступает в звено очистки природного газа от кислых примесей 103, где 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 направляют в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104, где газ параллельно пропускают в нисходящем направлении через адсорберы для удаления с помощью цеолитов оставшейся воды до уровня, близкого к нулю, и для удаления с помощью слоя селективного адсорбента меркаптанов. Регенерация цеолитов осуществляется потоком нагретого отпарного газа, поступающего по линии 11 после первой ступени компрессора звена компримирования отпарного газа 303 блока хранения и отгрузки 300. После проведения регенерации цеолитов насыщенный влагой и примесями газ регенерации поступает по линии 12 в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента 203 блока сжижения 200. В тех случаях, когда количество насыщенного влагой и примесями газа регенерации, поступающего по линии 12 на турбины компрессоров в звене компримирования хладагента газ в качестве топлива, недостаточно для эффективной работы турбин, в линию 12 по линии 14 вводят расчетное количество сырьевого природного газа, поступающего на комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа по линии 1.
Осушенный природный газ по линии 5 подают в блок сжижения природного газа 200, включающий: звено сжижения природного газа 201, содержащее подзвено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, подзвено непосредственно сжижения и подзвено рецикла хладагента (на схеме не указаны), звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 202 и звено компримирования хладагента 203. Осушенный природный газ по линии 5 поступает в звено сжижения природного газа 201 и вводится в отпарную колонну, где контактирует с отсепарированной жидкостью, образующейся на стадии предохлаждения подготовленного природного газа, при этом газ отпаривает из жидкости более легкие компоненты, а жидкость захватывает более тяжелые. Далее обогащенную тяжелыми углеводородами жидкость в виде нестабильного конденсата по линии 15 объединяют с насыщенным влагой и примесями газом регенерации по линии 12 для повышения теплотворной способности отпарного газа в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента 203, а подготовленный природный газ по нескольким параллельным линиям сжижения звена сжижения природного газа 201 подвергается конденсации. Каждая линия сжижения подготовленного природного газа состоит из трех последовательно соединенных теплообменников: предварительного холодильника, ожижителя и переохладителя. Подготовленный природный газ последовательно охлаждают сначала до минус 40 - минус 70°С, отделяя при этом сконденсировавшуюся жидкость в сепараторе, 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. Переохлажденный сжиженный природный газ по линии 6 направляется в звено хранения сжиженного природного газа 301 блока хранения и отгрузки 300.
Холодопроизводительность для звена сжижения природного газа 201 обеспечивают замкнутым циклом смешанного хладагента, содержащего азот, метан, а также, в зависимости от источника индивидуальных веществ, этан, этилен, пропан, пропилен и бутан. Хранение индивидуальных веществ и получение хладагента необходимого состава осуществляют в звене хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, из которого по линии 16 выполняют подпитку хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа 201. В звене компримирования хладагента 203 для сжатия хладагента, поступающего по линии 17 из звена сжижения природного газа 201 при температуре минус 10 - плюс 15°С и давлении 0,7 МПа, применяют компрессор. 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 18 в звено сжижения природного газа 201, а жидкость по линии 19 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.
Блок хранения и отгрузки 300 включает: звено хранения сжиженного природного газа 301, звено отгрузки сжиженного природного газа 302, предусматривающее подзвено - терминал наземного исполнения и подзвено - терминал морского исполнения, и звено компримирования отпарного газа 303. Звено хранения сжиженного природного газа 301, куда направляется переохлажденный сжиженный природный газ по линии 6 после звена сжижения природного газа 201 блока сжижения 200, включает необходимое количество резервуаров, снабженных насосами, которые перекачивают сжиженный природный газ по линии 7 в звено отгрузки сжиженного природного газа 302. Отпарные газы, образующиеся при хранении сжиженного природного газа в резервуарах, по линии 9 подают в звено компримирования отпарного газа 303. После звена отгрузки сжиженного природного газа 302 сжиженный природный газ направляют по линии 8 на налив в газовоз для отгрузки потребителям. При отгрузке сжиженного природного газа также образуется отпарной газ, который подают из звена отгрузки сжиженного природного газа по линии 10 в звено компримирования отпарного газа 303, откуда компримированный отпарной газ по линии 11 направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104. В тех случаях, когда количество отпарного газа недостаточно для проведения эффективной регенерации цеолитов в линию 11 вводят по линии 13 расчетное количество осушенного природного газа после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104.
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, обеспечивающей как энергосбережение на стадии компримирования отпарного газа за счет одноступенчатого, вместо предложенного в прототипе трехступенчатого, компримирования отпарного газа и использование всего потока отпарного газа сначала в качестве газа регенерации, так и достаточную вариативность функционирования системы при изменении исходных условий ее работы для звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа и для звена компримирования хладагента за счет используемого в качестве топлива для турбин этого звена насыщенного водой и примесями газа регенерации. Кроме того, энергосбережению способствует введение звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше в качестве соответствующего подзвена в состав звена сжижения природного газа, обеспечивающее проведение менее энергозатратного удаления тяжелых углеводородов С5 и выше из осушенного природного газа путем его промывки сконденсированной жидкостью, образующейся на стадии предохлаждения.
Claims (13)
1 Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья:
- 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;
- 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;
- 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;
- 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;
- 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 с проведением компримирования этого хладагента для обеспечения холодом звена сжижения природного газа;
- звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из собственного природного газа;
- звено компримирования хладагента, предусматривающее компрессор для сжижения хладагента;
- 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;
- 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;
- 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 от меркаптанов природного газа 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 после 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; отличающийся тем, что звено сжижения природного газа дополняют подзвеном очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, при этом отпарной газ после первой ступени компрессора звена компримирования отпарного газа в полном объеме направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, далее насыщенный влагой и примесями газ регенерации используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента, причем насыщенный влагой и примесями газ регенерации объединяют с тяжелыми углеводородами С5 и выше после звена сжижения природного газа.
2 Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что отпарной газ после первой ступени компрессора звена компримирования отпарного газа объединяют с частью осушенного природного газа после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа.
3 Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что насыщенный влагой и примесями газ регенерации после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа объединяют с частью сырьевого природного газа, поступающего на комплекс.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017144261A RU2670478C1 (ru) | 2017-12-18 | 2017-12-18 | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017144261A RU2670478C1 (ru) | 2017-12-18 | 2017-12-18 | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670478C1 true RU2670478C1 (ru) | 2018-10-23 |
Family
ID=63923361
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017144261A RU2670478C1 (ru) | 2017-12-18 | 2017-12-18 | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2670478C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2707014C1 (ru) * | 2018-12-14 | 2019-11-21 | Юрий Васильевич Белоусов | Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции (варианты) |
| RU2715126C1 (ru) * | 2019-05-31 | 2020-02-25 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс по переработке природного газа с получением сжиженного природного газа регулируемого качества |
| RU2722255C1 (ru) * | 2019-08-06 | 2020-05-28 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Компоновка газоперерабатывающего комплекса |
| RU2784867C1 (ru) * | 2022-03-31 | 2022-11-30 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Установка подготовки углеводородного газа |
| WO2024147746A1 (en) * | 2023-01-08 | 2024-07-11 | Mnushkin Igor Anatolevich | Natural gas liquefaction method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4548629A (en) * | 1983-10-11 | 1985-10-22 | Exxon Production Research Co. | Process for the liquefaction of natural gas |
| US5588307A (en) * | 1994-11-11 | 1996-12-31 | Linde Aktiengesellschaft | Process for liquefaction of a pressurized hydrocarbon-rich fraction |
| RU2498174C1 (ru) * | 2012-04-26 | 2013-11-10 | Денис Тарасович Высочан | Комплекс адсорбционной осушки, очистки и низкотемпературного разделения нефтяного газа |
| RU2541360C1 (ru) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации |
| RU2629047C1 (ru) * | 2016-10-17 | 2017-08-24 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа |
-
2017
- 2017-12-18 RU RU2017144261A patent/RU2670478C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4548629A (en) * | 1983-10-11 | 1985-10-22 | Exxon Production Research Co. | Process for the liquefaction of natural gas |
| US5588307A (en) * | 1994-11-11 | 1996-12-31 | Linde Aktiengesellschaft | Process for liquefaction of a pressurized hydrocarbon-rich fraction |
| RU2498174C1 (ru) * | 2012-04-26 | 2013-11-10 | Денис Тарасович Высочан | Комплекс адсорбционной осушки, очистки и низкотемпературного разделения нефтяного газа |
| RU2541360C1 (ru) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации |
| RU2629047C1 (ru) * | 2016-10-17 | 2017-08-24 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2707014C1 (ru) * | 2018-12-14 | 2019-11-21 | Юрий Васильевич Белоусов | Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции (варианты) |
| RU2715126C1 (ru) * | 2019-05-31 | 2020-02-25 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс по переработке природного газа с получением сжиженного природного газа регулируемого качества |
| RU2722255C1 (ru) * | 2019-08-06 | 2020-05-28 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Компоновка газоперерабатывающего комплекса |
| RU2784867C1 (ru) * | 2022-03-31 | 2022-11-30 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Установка подготовки углеводородного газа |
| RU2800204C1 (ru) * | 2023-01-08 | 2023-07-19 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ сжижения природного газа |
| WO2024147746A1 (en) * | 2023-01-08 | 2024-07-11 | Mnushkin Igor Anatolevich | Natural gas liquefaction method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2629047C1 (ru) | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа | |
| RU2670478C1 (ru) | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа | |
| RU2300061C2 (ru) | Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота | |
| RU2350553C2 (ru) | Способ и устройство для производства продуктов из природного газа, включающих в себя гелий и сжиженный природный газ | |
| AU2008274901B2 (en) | Boil-off gas treatment process and system | |
| RU2194930C2 (ru) | Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент | |
| JP5006515B2 (ja) | 天然ガス液化用の改良された駆動装置及びコンプレッサシステム | |
| USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
| EP2414757B1 (en) | Process for natural gas liquefaction | |
| US9003828B2 (en) | Method and system for production of liquid natural gas | |
| CN1095496C (zh) | 液化天然气的生产方法 | |
| BR0315890B1 (pt) | Processo e aparelho para a liquefação de gás natural | |
| CZ299027B6 (cs) | Zdokonalený postup zkapalnování zemního plynu | |
| RU2503900C2 (ru) | Способ и устройство для охлаждения и сжижения потока углеводородов | |
| BG64011B1 (bg) | Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане | |
| WO1998032815A2 (en) | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process | |
| CN104833175A (zh) | 一种flng/flpg油气预处理及液化方法 | |
| RU2699160C1 (ru) | Комплекс по переработке и сжижению природного газа | |
| US11598578B2 (en) | Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source | |
| RU2702441C1 (ru) | Комплекс по переработке и сжижению природного газа (варианты) | |
| RU2774546C1 (ru) | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности | |
| CN209098595U (zh) | 一种用于海上边际油田的伴生气凝液回收装置 | |
| FR3087524A1 (fr) | Procede et une installation de liquefaction de gaz naturel | |
| Berger et al. | LNG BASELOAD PLANT IN XINJIANG, CHINA-COMMERCIALISATION OF REMOTE GAS RESOURCES FOR AN ECO-RESPONSIBLE FUTURE |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |