RU2677023C1 - System and method for natural gas liquefaction - Google Patents

System and method for natural gas liquefaction Download PDF

Info

Publication number
RU2677023C1
RU2677023C1 RU2017133520A RU2017133520A RU2677023C1 RU 2677023 C1 RU2677023 C1 RU 2677023C1 RU 2017133520 A RU2017133520 A RU 2017133520A RU 2017133520 A RU2017133520 A RU 2017133520A RU 2677023 C1 RU2677023 C1 RU 2677023C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
feed gas
refrigerant
cooling
pressure
Prior art date
Application number
RU2017133520A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Тосия МОМОСЕ
Ясухиро ИНОУЕ
Йосихиро ЯМАГУТИ
Масанори КАМЕТА
Original Assignee
Тийода Корпорейшн
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 Тийода Корпорейшн filed Critical Тийода Корпорейшн
Application granted granted Critical
Publication of RU2677023C1 publication Critical patent/RU2677023C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/263—Drying gases or vapours by absorption
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • 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
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • 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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • 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
    • F25J1/0211—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0296—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7027—Aromatic hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/44—Deacidification step, e.g. in coal enhancing
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: technological processes.SUBSTANCE: invention relates to gas liquefaction technology. Natural gas liquefaction system 1 includes installation of 2 pressure reduction of raw gas, first heat exchanger 14 for heating by heat exchange with the raw gas refrigerant with reduced pressure, heating device 8 for heating the raw gas that is supplied from the first heat exchanger. System 1 also comprises installation 3 for removing acid gas from the feed gas that has been heated, second heat exchanger 16 for cooling the feed gas from which the acid gas component has been removed in installation 3, using heat exchange with the refrigerant used in the first heat exchanger, and liquefaction unit 6 for further cooling the feed gas.EFFECT: use of the invention makes it possible to raise the temperature of the feed gas with a minimum additional energy supplied from the outside, so that the acid gas component can be removed from the feed gas after the pressure in it is reduced.4 cl, 1 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF THE INVENTION

[0001][0001]

Настоящее изобретение относится к системе сжижения природного газа и к способу для получения сжиженного природного газа с помощью охлаждения сырьевого газа, включающего природный газ.The present invention relates to a natural gas liquefaction system and to a method for producing liquefied natural gas by cooling a feed gas comprising natural gas.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

[0002][0002]

Природный газ, добытый на газовых месторождениях, сжижают на заводе по сжижению, благодаря чему газ может храниться и транспортироваться в жидкой форме, - то есть в качестве СПГ (сжиженного природного газа). Охлажденный до примерно -162°С, сжиженный природный газ преимущественно имеет значительно меньший объем по сравнению с газообразным природным газом и не требует хранения при высоком давлении. Обычно процесс сжижения природного газа включает удаление примесей, таких как влага, кислые газовые компоненты и ртуть, содержащиеся в сырьевом газе, предварительно по мере необходимости, и также включает, после удаления тяжелых компонентов (циклогексана, бензола, толуола, ксилола или тому подобного), имеющих относительно высокую температуру замерзания, сжижение сырьевого газа с помощью теплообмена с хладагентом.Natural gas produced in gas fields is liquefied at the liquefaction plant, so that the gas can be stored and transported in liquid form, that is, as LNG (liquefied natural gas). Cooled to about -162 ° C, liquefied natural gas predominantly has a significantly lower volume compared to gaseous natural gas and does not require storage at high pressure. Typically, a natural gas liquefaction process involves the removal of impurities such as moisture, acid gas components and mercury contained in the feed gas, preliminarily as necessary, and also includes, after removal of heavy components (cyclohexane, benzene, toluene, xylene or the like), having a relatively high freezing point, liquefaction of raw gas by heat exchange with a refrigerant.

[0003][0003]

Для удаления кислых газовых компонентов из природного газа известные системы сжижения природного газа включают в себя, например, абсорбционную колонну для абсорбции кислых газов, в том числе углекислого газа, содержащегося в неочищенном природном газе, с помощью приведения в контакт жидкости, абсорбирующей кислый газ (например, аминового раствора), в контакт с неочищенным природным газом, и регенерационную колонну для отделения кислых газов, содержащихся в абсорбирующей жидкости. См. WO 2009/093315 A1 (патентный документ 1).To remove acid gas components from natural gas, known natural gas liquefaction systems include, for example, an absorption column for absorbing acid gases, including carbon dioxide contained in a crude natural gas, by contacting an acid gas absorbing liquid (e.g. , amine solution), in contact with untreated natural gas, and a regeneration column for separating acidic gases contained in the absorbing liquid. See WO 2009/093315 A1 (Patent Document 1).

ДОКУМЕНТ (ДОКУМЕНТЫ) ИЗВЕСТНОГО УРОВНЯ ТЕХНИКИDOCUMENT (DOCUMENTS) OF THE KNOWN LEVEL OF TECHNOLOGY

ПАТЕНТНЫЙ ДОКУМЕНТ (ДОКУМЕНТЫ)PATENT DOCUMENT (DOCUMENTS)

[0004][0004]

Патентный документ 1: WO 2009/093315 A1Patent Document 1: WO 2009/093315 A1

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

ЗАДАЧА, РЕШАЕМАЯ ИЗОБРЕТЕНИЕМPROBLEM SOLVED BY THE INVENTION

[0005][0005]

Как правило, тяжелые компоненты, содержащиеся в природном газе, удаляются путем отделения сжиженных тяжелых компонентов от природного газа в перегонной колонне. В связи с этим, когда природный газ, подлежащий сжижению, имеет относительно высокое давление (например, более 80 бар абс. (8,0 МПа)), необходимо снизить давление природного газа до предусмотренного уровня, поскольку отделение тяжелых компонентов от метана становится затруднительным при таком высоком давлении.Typically, the heavy components contained in natural gas are removed by separating the liquefied heavy components from natural gas in a distillation column. In this regard, when the natural gas to be liquefied has a relatively high pressure (for example, more than 80 bar abs. (8.0 MPa)), it is necessary to reduce the pressure of natural gas to the prescribed level, since separation of heavy components from methane becomes difficult when such a high pressure.

[0006][0006]

Однако, когда давление природного газа снижается, температура природного газа может понизиться ниже диапазона температур, подходящего для удаления кислых газовых компонентов (например, 35-40 °C). В частности, в случаях, когда природный газ, имеющий высокое давление (например, более 100 бар абс. (10,0 МПа)), подвергают снижению давления, это чрезмерное снижение температуры газа имеет тенденцию происходить значительно чаще.However, when the pressure of the natural gas decreases, the temperature of the natural gas may drop below a temperature range suitable for removing acidic gas components (e.g., 35-40 ° C). In particular, in cases where natural gas having a high pressure (for example, more than 100 bar abs. (10.0 MPa)) is subjected to pressure reduction, this excessive decrease in gas temperature tends to occur much more often.

[0007][0007]

Одним из возможных решений этой проблемы является нагревание природного газа путем теплообмена или с использованием нагревателя до температуры, подходящей для удаления кислых газовых компонентов в месте ниже по потоку, где температура становится относительно высокой (например, перед удалением кислых газов и перед или после удаления влаги). Однако, когда природный газ нагревается за счет теплообмена до удаления влаги, теплообмен может приводить к образованию гидратов, что может вызвать забивание трубопровода или тому подобное из-за наличия влаги в природном газе. Когда природный газ нагревают в местоположении еще ниже по потоку (после удаления влаги), природный газ в этом местоположении не всегда имеет температуру и/или скорость потока, необходимые для повышения температуры. При использовании нагревателя становится необходима относительно большая энергия.One possible solution to this problem is to heat natural gas by heat exchange or using a heater to a temperature suitable for removing acidic gas components in a place downstream where the temperature becomes relatively high (for example, before acidic gases are removed and before or after moisture is removed) . However, when natural gas is heated by heat transfer until moisture is removed, heat transfer can lead to the formation of hydrates, which can cause clogging of the pipe or the like due to moisture in the natural gas. When natural gas is heated at a location even further downstream (after removal of moisture), natural gas at this location does not always have the temperature and / or flow rate necessary to raise the temperature. When using a heater, relatively high energy becomes necessary.

[0008][0008]

Настоящее изобретение было разработано с учетом этих проблем известного уровня техники, и основной задачей настоящего изобретения является предложить способ и систему сжижения природного газа, которые позволяют повысить температуру сырьевого газа без (или при минимальной) дополнительной энергии, подаваемой извне, чтобы кислый газовый компонент мог быть удален из сырьевого газа после снижения в нем давления.The present invention was developed taking into account these problems of the prior art, and the main objective of the present invention is to propose a method and system for liquefying natural gas, which can increase the temperature of the raw gas without (or with minimal) additional energy supplied from the outside, so that the acidic gas component could be removed from the feed gas after reducing the pressure in it.

СРЕДСТВО ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ЗАДАЧИMEANS FOR IMPLEMENTING THE TASK

[0009][0009]

Первый аспект настоящего изобретения предусматривает систему сжижения природного газа для получения сжиженного природного газа с помощью охлаждения сырьевого газа, включающего природный газ, причем система включает в себя: установку понижения давления для понижения давления сырьевого газа, первый теплообменник для нагревания, с помощью теплообмена с хладагентом, сырьевого газа, давление которого было понижено в установке понижения давления, установку удаления кислого газа для удаления кислого газового компонента из сырьевого газа, который был нагрет в первом теплообменнике, второй теплообменник для охлаждения сырьевого газа, из которого был удален кислый газовый компонент в установке удаления кислого газа причем сырьевой газ охлаждается за счет теплообмена с хладагентом, температура которого была понижена в первом теплообменнике, и установку сжижения для дальнейшего охлаждения сырьевого газа, который был охлажден с помощью второго теплообменника, для получения сжиженного природного газа.A first aspect of the present invention provides a natural gas liquefaction system for producing liquefied natural gas by cooling a feed gas including natural gas, the system including: a pressure reducing apparatus for decreasing a feed gas pressure, a first heat exchanger for heating by heat exchange with a refrigerant, a feed gas whose pressure has been reduced in a pressure reducing apparatus, an acid gas removal apparatus for removing an acid gas component from a feed gas, which was heated in the first heat exchanger, a second heat exchanger for cooling the feed gas, from which the acid gas component was removed in the acid gas removal unit, the feed gas being cooled by heat exchange with a refrigerant whose temperature was lowered in the first heat exchanger, and a liquefaction plant for further cooling feed gas, which was cooled using a second heat exchanger, to produce liquefied natural gas.

[0010][0010]

В системе сжижения природного газа в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, поскольку сырьевой газ, температура которого была понижена с помощью понижения давления в установке понижения давления, нагревается путем теплообмена с хладагентом в первом теплообменнике, - система позволяет повысить температуру сырьевого газа без (или при минимальной) дополнительной энергии, подаваемой извне, благодаря чему кислый газовый компонент может быть удален из сырьевого газа после понижения давления сырьевого газа. Кроме того, поскольку теплота охлаждения природного газа, создаваемая понижением давления, используется для охлаждения хладагента, также имеется преимущество, заключающееся в том, что энергоэффективность в цикле хладагента может быть повышена.In a natural gas liquefaction system in accordance with a first aspect of the present invention, since a feed gas whose temperature has been lowered by depressurizing a pressure reducing apparatus is heated by heat exchange with a refrigerant in a first heat exchanger, the system allows raising the temperature of the feed gas without (or at minimal) additional energy supplied from outside, due to which the acid gas component can be removed from the feed gas after reducing the pressure of the feed gas. In addition, since the heat of cooling of natural gas created by lowering the pressure is used to cool the refrigerant, there is also the advantage that energy efficiency in the refrigerant cycle can be improved.

[0011][0011]

В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения, система сжижения природного газа также включает в себя нагревательное устройство для нагревания сырьевого газа, который подается из первого теплообменника в установку удаления кислого газа.In accordance with a second aspect of the present invention, the natural gas liquefaction system also includes a heating device for heating the feed gas, which is supplied from the first heat exchanger to the acid gas removal unit.

[0012][0012]

В системе сжижения природного газа согласно второму аспекту настоящего изобретения, даже когда сырьевой газ не нагревается в достаточной степени с помощью первого теплообменника, - система может корректировать температуру сырьевого газа, подаваемого в установку удаления кислых газов, до подходящего температурного диапазона.In the natural gas liquefaction system according to the second aspect of the present invention, even when the feed gas is not heated sufficiently using the first heat exchanger, the system can adjust the temperature of the feed gas supplied to the acid gas removal unit to a suitable temperature range.

[0013][0013]

В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения система сжижения природного газа также включает в себя установку удаления тяжелого компонента, предусмотренную между установкой удаления кислого газа и вторым теплообменником для удаления тяжелого углеводорода в сырьевом газе.In accordance with a third aspect of the present invention, a natural gas liquefaction system also includes a heavy component removal unit provided between an acid gas removal unit and a second heat exchanger for removing heavy hydrocarbon in the feed gas.

[0014][0014]

В системе сжижения природного газа согласно третьему аспекту настоящего изобретения система может удалять тяжелые углеводороды (тяжелые компоненты) сырьевого газа, подаваемого во второй теплообменник, тем самым, исключая такие проблемы, как коагуляция тяжелых углеводородов во втором теплообменнике.In a natural gas liquefaction system according to a third aspect of the present invention, the system can remove heavy hydrocarbons (heavy components) of the feed gas supplied to the second heat exchanger, thereby eliminating problems such as coagulation of heavy hydrocarbons in the second heat exchanger.

[0015][0015]

В соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения, первый и второй теплообменники являются составной частью цикла хладагента предварительного охлаждения для предварительного охлаждения сырьевого газа, подаваемого в установку сжижения, и при этом система сжижения природного газа также включает в себя: компрессор для сжатия хладагента, который использовался во втором теплообменнике, и расширительный клапан, предусмотренный между первым и вторым теплообменниками в цикле хладагента, для дросселирования и расширения хладагента.In accordance with a fourth aspect of the present invention, the first and second heat exchangers are part of a pre-cooling refrigerant cycle for pre-cooling the feed gas supplied to the liquefaction plant, and the natural gas liquefaction system also includes: a compressor for compressing the refrigerant used in a second heat exchanger, and an expansion valve provided between the first and second heat exchangers in the refrigerant cycle, for throttling and expanding the refrigerant .

[0016][0016]

В системе сжижения природного газа в соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения, поскольку охлажденный хладагент, который был охлажден с помощью теплообмена с сырьевым газом в первом теплообменнике, дополнительно охлаждается в расширительном клапане и поступает во второй теплообменник в качестве дополнительно охлажденного хладагента, система позволяет снизить нагрузку на компрессор в цикле хладагента с помощью простой конфигурации.In a natural gas liquefaction system in accordance with a fourth aspect of the present invention, since the chilled refrigerant that has been cooled by heat exchange with the feed gas in the first heat exchanger is further cooled in the expansion valve and enters the second heat exchanger as additionally cooled refrigerant, the system reduces the load to the compressor in the refrigerant cycle using a simple configuration.

[0017][0017]

Пятый аспект настоящего изобретения предусматривает способ сжижения природного газа для получения сжиженного природного газа путем охлаждения сырьевого газа, включающего природный газ, причем способ включает в себя: стадию понижения давления для понижения давления сырьевого газа, первую стадию теплообмена для нагревания путем теплообмена с хладагентом сырьевого газа, давление которого было понижено на стадии понижения давления, стадию удаления кислого газа для удаления кислого газового компонента из сырьевого газа, который был нагрет в первом теплообменнике, стадию второго теплообмена для охлаждения сырьевого газа, из которого был удален кислый газовый компонент на стадии удаления кислого газа, причем сырьевой газ охлаждается за счет теплообмена с хладагентом, температура которого была понижена на первой стадии теплообмена, и стадию сжижения для дальнейшего охлаждения сырьевого газа, который был охлажден на стадии второго теплообмена, для получения сжиженного природного газа.A fifth aspect of the present invention provides a method for liquefying natural gas to produce liquefied natural gas by cooling a feed gas including natural gas, the method including: a step of lowering pressure to lower the pressure of the feed gas, a first heat exchange step for heating by heat exchange with a feed gas refrigerant, the pressure of which was reduced at the stage of lowering the pressure, the step of removing acid gas to remove the acid gas component from the feed gas, which was heated in the first heat exchanger, a second heat exchange step for cooling the feed gas, from which the acid gas component was removed in the acid gas removal step, the feed gas being cooled by heat exchange with a refrigerant whose temperature was lowered in the first heat transfer step, and a liquefaction step for further cooling the feed gas, which was cooled in a second heat exchange step, to produce liquefied natural gas.

РЕЗУЛЬТАТ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

[0018][0018]

Как понятно из вышеизложенного, система сжижения природного газа настоящего изобретения позволяет повысить температуру сырьевого газа без (или при минимальной) дополнительной энергии, подаваемой извне, чтобы кислый газовый компонент мог быть удален из сырьевого газа после снижения в нем давления.As is clear from the foregoing, the natural gas liquefaction system of the present invention allows to increase the temperature of the raw gas without (or with minimal) additional energy supplied from the outside, so that the acidic gas component can be removed from the raw gas after the pressure is reduced therein.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0019][0019]

На фиг.1 приводится принципиальная схема системы сжижения природного газа в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.1 is a schematic diagram of a natural gas liquefaction system in accordance with an embodiment of the present invention.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА (ВАРИАНТОВ) ОСУЩЕСТВЛЕНИЯDESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT (S)

[0020][0020]

Варианты осуществления настоящего изобретения описаны ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи.Embodiments of the present invention are described below with reference to the accompanying drawings.

[0021][0021]

На фиг.1 приводится принципиальная схема системы сжижения природного газа в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. Система 1 сжижения производит СПГ (сжиженный природный газ) с помощью охлаждения сырьевого газа, содержащего природный газ. Система 1 сжижения включает в себя установку 2 понижения давления для понижения давления сырьевого газа до предусмотренного давления, установку 3 удаления кислого газа для удаления кислого газового компонента (компонентов), входящего в состав сырьевого газа, установку 4 удаления влаги для удаления влаги, входящей в состав сырьевого газа, установку 5 удаления тяжелого компонента для удаления тяжелых компонентов (например, бензола, толуола, ксилола, более тяжелых углеводородов, таких как С5+ углеводороды или углеводороды тяжелее пентана) в сырьевом газе, и установку 6 сжижения для производства СПГ с помощью охлаждения сырьевого газа путем теплообмена с хладагентом (в дальнейшем в этом документе он называется «хладагент сжижения» или «смешанный хладагент»).1 is a schematic diagram of a natural gas liquefaction system in accordance with an embodiment of the present invention. The liquefaction system 1 produces LNG (liquefied natural gas) by cooling a feed gas containing natural gas. The liquefaction system 1 includes a pressure lowering unit 2 for lowering the pressure of the feed gas to a predetermined pressure, an acid gas removal unit 3 for removing an acidic gas component (s) included in the feed gas, a moisture removal unit 4 for removing moisture included in the composition feed gas, heavy component removal unit 5 for removing heavy components (e.g. benzene, toluene, xylene, heavier hydrocarbons such as C5 + hydrocarbons or hydrocarbons heavier than pentane) in raw gas, and a liquefaction unit 6 for LNG production by cooling the feed gas by heat exchange with a refrigerant (hereinafter referred to as “liquefaction refrigerant” or “mixed refrigerant”).

[0022][0022]

Система 1 сжижения также включает в себя систему 7 предварительного охлаждения для предварительного охлаждения путем теплообмена с хладагентом (в дальнейшем в этом документе называемом «хладагент предварительного охлаждения») сырья, подаваемого в установку 6 сжижения. Установка 3 удаления кислого газа включает в себя нагреватель 8 (нагревательное устройство), выполненное с возможностью поддержания температуры поданного сырьевого газа в пределах соответствующего температурного диапазона с помощью нагревания сырьевого газа в местоположении выше по потоку от установки 3 удаления кислого газа. Используемый в настоящем документе термин «сырьевой газ» относится к переработке целевого материала, поступающего в систему 1 сжижения (включая материал в частично сжиженном состоянии в способе), и не означает строго материала в газообразном состоянии.The liquefaction system 1 also includes a pre-cooling system 7 for pre-cooling by heat exchange with the refrigerant (hereinafter referred to as the “pre-cooling refrigerant”) of the feed to the liquefaction unit 6. The acid gas removal unit 3 includes a heater 8 (heating device) configured to maintain the temperature of the supplied raw gas within an appropriate temperature range by heating the raw gas at a location upstream of the acid gas removal unit 3. As used herein, the term "feed gas" refers to the processing of the target material entering the liquefaction system 1 (including material in a partially liquefied state in the process), and does not strictly mean material in the gaseous state.

[0023][0023]

Сырьевой газ, подлежащий обработке в системе 1 сжижения, включает, без ограничения, природный газ, добываемый из известных газовых месторождений. Следует отметить, что сырьевой газ, подлежащий обработке в настоящем изобретении, представляет собой сырьевой газ, имеющий относительно высокое давление (давление по меньшей мере 80 бар абс. (8,0 МПа), более предпочтительно 100 бар абс. (10,0 МПа) или более). Поскольку такой сырьевой газ имеет высокое давление при добыче, а также низкий перепад давления от места извлечения до подачи в систему 1 сжижения, и сжимается после извлечения (например, газ, отделенный от сырой нефти на FPSO (плавучей системе добычи, хранения и отгрузки нефти)), сырьевой газ подается в систему 1 сжижения при высоком давлении.The feed gas to be processed in the liquefaction system 1 includes, without limitation, natural gas produced from known gas fields. It should be noted that the feed gas to be processed in the present invention is a feed gas having a relatively high pressure (pressure of at least 80 bar abs. (8.0 MPa), more preferably 100 bar abs. (10.0 MPa) or more). Since such feed gas has a high production pressure, as well as a low pressure drop from the extraction point to the liquefaction system 1, and is compressed after extraction (for example, gas separated from crude oil by FPSO (floating oil production, storage and shipping system) ), the feed gas is supplied to the high pressure liquefaction system 1.

[0024][0024]

Установка 2 понижения давления включает в себя известный детандер, который понижает давление поступающего сырья с помощью изоэнтропического расширения. В настоящем варианте осуществления, сырьевой газ, подаваемый в систему 1 сжижения (в установку 2 понижения давления в данном контексте) имеет температуру примерно 20°C, давление 150-200 бар абс. (15,0-20,0 МПа), и скорость потока примерно 500000 кг/ч, однако настоящее изобретение этим не ограничивается, и температура, давление и скорость потока сырьевого газа могут изменяться по мере необходимости. Давление сырьевого газа понижается до предусмотренного давления (в данном случае70-80 бар абс. (7,0-8,0 МПа)) с помощью установки 2 понижения давления, благодаря чему сырьевой газ может быть надлежащим образом обработан в установке 5 удаления тяжелого компонента, как подробно описано ниже.The pressure reduction unit 2 includes a known expander, which lowers the pressure of the incoming feed using isentropic expansion. In the present embodiment, the feed gas supplied to the liquefaction system 1 (to the pressure reduction apparatus 2 in this context) has a temperature of about 20 ° C, a pressure of 150-200 bar abs. (15.0-20.0 MPa), and a flow rate of about 500,000 kg / h, however, the present invention is not limited to this, and the temperature, pressure and flow rate of the feed gas may vary as necessary. The pressure of the feed gas is reduced to the intended pressure (in this case 70-80 bar abs. (7.0-8.0 MPa)) with the aid of a pressure reduction unit 2, whereby the feed gas can be properly processed in the heavy component removal unit 5, as detailed below.

[0025][0025]

Сырьевой газ, давление которого было понижено в установке 2 понижения давления, нагревается путем теплообмена (нагревание) с хладагентом в установке 14 охлаждения для хладагента, как описано подробно ниже, затем нагревается с помощью нагревателя 8 до предусмотренной температуры и далее вводится в установку 3 удаления кислого газа. Температура сырьевого газа, введенного в установку 3 удаления кислого газа, находится в диапазоне от примерно 25°С до 60°C, более предпочтительно от 35°С до 40°C. Если температура сырьевого газа составляет менее 20°C, текучесть среды, абсорбирующей кислый газ, или абсорбирующей жидкости, уменьшается, что вызывает проблемы, такие как нарушение работы установки. Если температура сырьевого газа превышает 60°C, появляется проблема снижения эффективности удаления кислого газа.The feed gas, the pressure of which was lowered in the pressure reducing unit 2, is heated by heat exchange (heating) with the refrigerant in the refrigerant cooling unit 14, as described in detail below, then it is heated by the heater 8 to the prescribed temperature and then introduced into the acid removal unit 3 gas. The temperature of the feed gas introduced into the acid gas removal unit 3 is in the range of from about 25 ° C to 60 ° C, more preferably from 35 ° C to 40 ° C. If the temperature of the feed gas is less than 20 ° C, the fluidity of the acid gas absorbing medium or the absorbing liquid is reduced, which causes problems, such as a malfunction of the installation. If the temperature of the feed gas exceeds 60 ° C, there is a problem of reducing the acid gas removal efficiency.

[0026][0026]

Установка 2 понижения давления может быть любой известной установкой, отличной от детандера (например, расширительным клапаном), при условии, что установка может снижать давление сырья до желаемого уровня. В качестве нагревателя 8 могут использоваться разные известные источники тепла, при условии, что они могут повысить температуру сырьевого газа до желаемой температуры.Pressure reducing unit 2 may be any known installation other than an expander (for example, an expansion valve), provided that the installation can reduce the pressure of the feed to the desired level. As the heater 8, various known heat sources can be used, provided that they can raise the temperature of the feed gas to the desired temperature.

[0027][0027]

Установка 3 удаления кислого газа включает в себя абсорбционную колонну для удаления кислых газов, входящих в состав сырьевого газа, с помощью способа химической абсорбции. К тому же, установка 3 удаления кислого газа оснащена регенерационной колонной (не показана) для регенерации абсорбирующей жидкости, используемой в абсорбционной колонне. Абсорбционная колонна представляет собой тарельчатую колонну, которая снабжена полками через равные интервалы внутри колонны и приводит абсорбирующую жидкость в противоточный контакт с подаваемым сырьевым газом для того, чтобы вызвать поглощение компонентов кислого газа (углекислого газа и тому подобного) в абсорбирующей жидкости. Абсорбирующая жидкость может быть водным раствором алканоламина, такого как моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин, метилдиэтаноламин, диизопропаноламин, дигликольамин или 2-амино-2-метил-1-пропанол. Регенерационная колонна очищает абсорбирующую жидкость при предусмотренном давлении (в данном случае 1-2 бар абс. (0,1-0,2 МПа)) и при температуре (в данном случае 130-140 °C) для удаления кислых газовых компонентов из абсорбирующей жидкости, инициируя циркуляцию регенерированной абсорбирующей жидкости в абсорбционную колонну. Сырьевой газ, из которого кислые газовые компоненты были удалены в установке 3 удаления кислого газа, подается в установку 4 удаления влаги.The acid gas removal unit 3 includes an absorption column for removing acidic gases included in the feed gas using a chemical absorption method. In addition, the acid gas removal unit 3 is equipped with a regeneration column (not shown) for regenerating the absorbing liquid used in the absorption column. The absorption column is a disk column which is provided with shelves at regular intervals within the column and brings the absorption liquid into countercurrent contact with the feed gas in order to cause absorption of acid gas components (carbon dioxide and the like) in the absorption liquid. The absorbent liquid may be an aqueous solution of alkanolamine, such as monoethanolamine, diethanolamine, triethanolamine, methyldiethanolamine, diisopropanolamine, diglycolamine or 2-amino-2-methyl-1-propanol. The regeneration column cleans the absorbent liquid at the prescribed pressure (in this case, 1-2 bar abs. (0.1-0.2 MPa)) and at a temperature (in this case 130-140 ° C) to remove acid gas components from the absorbent liquid by initiating the circulation of the regenerated absorbent liquid into the absorption column. The feed gas from which the acid gas components were removed in the acid gas removal unit 3 is supplied to the moisture removal unit 4.

[0028][0028]

Установка 4 удаления влаги включает колонну для обезвоживания, заполненную влагопоглотителем (в данном случае молекулярное сито), который физически адсорбирует влагу. В установке 4 удаления влаги осуществляется дегидратация, благодаря чему влагосодержание в сырьевом газе предпочтительно составляет менее 0,1 об.ч/млн (объемных частей на миллион). Удаление влаги в сырьевом газе предотвращает проблемы, вызванные замораживанием или тому подобным в последующем процессе сжижения. Установка 4 удаления влаги может быть любой известной установкой (или конфигурацией), при условии, что она может удалять влагу в сырьевом газе до желаемого уровня или ниже. Сырьевой газ, из которого влага была удалена установкой 4 удаления влаги, подается в установку 5 удаления тяжелого компонента.The moisture removal unit 4 includes a dewatering column filled with a desiccant (in this case, a molecular sieve) that physically adsorbs moisture. In the moisture removal unit 4, dehydration is carried out, whereby the moisture content in the feed gas is preferably less than 0.1 vol.ppm (volume parts per million). Removing moisture in the feed gas prevents problems caused by freezing or the like in a subsequent liquefaction process. The moisture removal unit 4 may be any known installation (or configuration), provided that it can remove moisture in the feed gas to a desired level or lower. The feed gas from which moisture was removed by the moisture removal unit 4 is supplied to the heavy component removal unit 5.

[0029][0029]

Установка 5 удаления тяжелого компонента состоит преимущественно из ректификационной колонны, включающей в себя полки, и удаляет тяжелые компоненты, содержащиеся в сырьевом газе, которые имеют относительно высокие температуры замерзания; это означает, что концентрация каждого тяжелого компонента уменьшается до желаемого уровня или ниже. В ректификационной колонне жидкость, содержащая относительно высокие концентрации тяжелых компонентов, отводится из нижней части колонны. Кроме того, в ректификационной колонне сырьевой газ (легкий компонент (компоненты)), содержащий метан, который имеет низкую температуру кипения, в качестве основного компонента, отделяется в виде дистиллята для отведения из верхней части колонны. Отделенный сырьевой газ охлаждается (предварительно охлаждается) с помощью теплообмена с хладагентом в испарителе 16 для хладагента, как описано подробно ниже, и после этого вводится в установку 6 сжижения.The heavy component removal unit 5 mainly consists of a distillation column including shelves and removes the heavy components contained in the feed gas that have relatively high freezing temperatures; this means that the concentration of each heavy component decreases to the desired level or lower. In a distillation column, liquid containing relatively high concentrations of heavy components is discharged from the bottom of the column. In addition, in a distillation column, a feed gas (light component (s)) containing methane, which has a low boiling point, as the main component, is separated as a distillate for removal from the top of the column. The separated feed gas is cooled (pre-cooled) by heat exchange with the refrigerant in the refrigerant evaporator 16, as described in detail below, and then introduced into the liquefaction unit 6.

[0030][0030]

Установка 6 сжижения представляет собой главный теплообменник для сжижения сырьевого газа, из которого ненужные компоненты, такие как кислые газы и тяжелые компоненты, были удалены, как описано выше, с помощью теплообмена со смешанным хладагентом. В этом случае, установка 6 сжижения состоит преимущественно из теплообменника спирального типа; то есть теплопередающие трубки (трубный пучок), в которых проходят сырьевой газ и смешанный хладагент, свернуты в форме спирали и помещены в оболочку. Однако, в установке 6 сжижения любая другая известная конфигурация, такая как теплообменник пластинчато-ребристого типа и тому подобное, может использоваться, при условии, что сжижение сырьевого газа является возможным. Сырьевой газ (СПГ), сжиженный при низкой температуре (примерно -162°C) с помощью установки 6 сжижения, подается и хранится в хранилище для СПГ (не показано).The liquefaction unit 6 is the main heat exchanger for the liquefaction of the feed gas, from which unnecessary components, such as acid gases and heavy components, were removed as described above by heat exchange with mixed refrigerant. In this case, the liquefaction unit 6 mainly consists of a spiral type heat exchanger; that is, heat transfer tubes (tube bundle), in which the feed gas and mixed refrigerant pass, are coiled in a spiral shape and placed in a shell. However, in the liquefaction unit 6, any other known configuration, such as a plate-fin type heat exchanger and the like, can be used provided that liquefaction of the feed gas is possible. Raw gas (LNG), liquefied at low temperature (approximately -162 ° C) using a liquefaction unit 6, is supplied and stored in an LNG storage (not shown).

[0031][0031]

В установке 6 сжижения в настоящем варианте осуществления углеводородная смесь, включающая метан, этан и пропан, смешанные с азотом, используется в качестве смешанного хладагента для охлаждения сырьевого газа. Смешанный хладагент, однако, этим не ограничивается и может быть хладагентом сжижения, состоящим из других известных компонентов. Хотя это и не показано, установка 6 сжижения оснащена оборудованием (компрессором, конденсатором и тому подобным) для осуществления известного цикла хладагента (цикла охлаждения) для смешанного хладагента.In the liquefaction unit 6 in the present embodiment, a hydrocarbon mixture comprising methane, ethane and propane mixed with nitrogen is used as a mixed refrigerant to cool the feed gas. The mixed refrigerant, however, is not limited to this and may be a liquefaction refrigerant composed of other known components. Although not shown, the liquefaction unit 6 is equipped with equipment (compressor, condenser and the like) for carrying out a known refrigerant cycle (cooling cycle) for mixed refrigerant.

[0032][0032]

Система 7 предварительного охлаждения преимущественно включает в себя компрессор 11 для сжатия хладагента предварительного охлаждения, конденсатор 12 для конденсации хладагента предварительного охлаждения, переохладитель 13 для переохлаждения хладагента предварительного охлаждения, устройство 14 охлаждения (первый теплообменник) для охлаждения хладагента предварительного охлаждения с помощью теплообмена с сырьевым газом, расширительный клапан 15 для дросселирования и расширения хладагента, и испаритель 16 (второй теплообменник) для охлаждения сырьевого газа с помощью теплообмена с хладагентом, благодаря чему система 7 предварительного охлаждения осуществляет цикл хладагента для предварительного охлаждения сырьевого газа, подлежащего сжижению в установке 6 сжижения. В этом случае, в качестве хладагента предварительного охлаждения используется пропан. Однако, хладагент предварительного охлаждения этим не ограничивается, и может использоваться любой другой известный компонент.The pre-cooling system 7 mainly includes a compressor 11 for compressing the pre-cooling refrigerant, a condenser 12 for condensing the pre-cooling refrigerant, a subcooler 13 for sub-cooling the pre-cooling refrigerant, a cooling device 14 (first heat exchanger) for cooling the pre-cooling refrigerant by heat exchange with the feed gas , expansion valve 15 for throttling and expanding the refrigerant, and an evaporator 16 (second heat exchanger) for cooling azhdeniya feed gas through heat exchange with the refrigerant, whereby the system 7 precooling refrigerant cycle provides for pre-cooling the feed gas to be liquefied in a liquefaction unit 6. In this case, propane is used as the pre-cooling refrigerant. However, the pre-cooling refrigerant is not limited to this, and any other known component can be used.

[0033][0033]

Компрессор 11 представляет собой центробежный компрессор, который сжимает смешанный хладагент, который использовался для охлаждения сырьевого газа в испарителе 16. В данном случае, скорость потока смешанного хладагента, вводимого в компрессор 11 (то есть, для использования в цикле хладагента) составляет примерно 800000 кг/час, и температура и давление хладагента, сжатого компрессором 11, составляют примерно 70°С и примерно 30 бар абс. (3,0 МПа), соответственно.Compressor 11 is a centrifugal compressor that compresses the mixed refrigerant that was used to cool the feed gas in the evaporator 16. In this case, the flow rate of the mixed refrigerant introduced into the compressor 11 (i.e., for use in the refrigerant cycle) is approximately 800,000 kg / hour, and the temperature and pressure of the refrigerant compressed by the compressor 11 are approximately 70 ° C and approximately 30 bar abs. (3.0 MPa), respectively.

[0034][0034]

Хладагент предварительного охлаждения, который был сжат компрессором 11, конденсируется в конденсаторе 12 и дополнительно переохлаждается до примерно 30°C воздухом или водой в переохладителе 13. После этого, хладагент предварительного охлаждения поступает из переохладителя 13 в устройство 14 охлаждения, в котором осуществляется теплообмен между хладагентом предварительного охлаждения и сырьевым газом. За счет теплообмена в устройстве 14 охлаждения хладагент предварительного охлаждения охлаждается до примерно -10°C, в то время как сырьевой газ нагревается до примерно 25°C за счет теплоты хладагента предварительного охлаждения.The pre-cooling refrigerant, which was compressed by the compressor 11, condenses in the condenser 12 and is additionally subcooled to about 30 ° C by air or water in the supercooler 13. After that, the pre-cooling refrigerant is transferred from the supercooler 13 to the cooling device 14, in which heat is exchanged between the refrigerant pre-cooling and feed gas. Due to heat exchange in the cooling device 14, the pre-cooling refrigerant is cooled to about -10 ° C, while the feed gas is heated to about 25 ° C due to the heat of the pre-cooling refrigerant.

[0035][0035]

После этого, хладагент предварительного охлаждения поступает из устройства 14 охлаждения в расширительный клапан 15, где хладагент предварительного охлаждения дросселируется и расширяется, демонстрируя низкую температуру и низкое давление (температура составляет примерно -50°C, и давление составляет примерно 3,5 бар абс. (0,35 МПа)). Далее, хладагент предварительного охлаждения подается из расширительного клапана 15 в испаритель 16, в котором осуществляется теплообмен между хладагентом предварительного охлаждения и сырьевым газом. За счет теплообмена в испарителе 16 хладагент предварительного охлаждения нагревается до примерно 10°C теплом сырьевого газа и испаряется, в то время как сырьевой газ охлаждается до примерно -40°C. Хладагент предварительного охлаждения из испарителя 16 подается снова в компрессор 11, так осуществляется циркуляция хладагента предварительного охлаждения.After that, the pre-cooling refrigerant flows from the cooling device 14 to the expansion valve 15, where the pre-cooling refrigerant is throttled and expanded, exhibiting low temperature and low pressure (temperature is about -50 ° C and pressure is about 3.5 bar abs. ( 0.35 MPa)). Further, the pre-cooling refrigerant is supplied from the expansion valve 15 to the evaporator 16, in which heat is exchanged between the pre-cooling refrigerant and the feed gas. Due to heat exchange in the evaporator 16, the pre-cooling refrigerant is heated to about 10 ° C by the heat of the feed gas and evaporates, while the feed gas is cooled to about -40 ° C. The pre-cooling refrigerant from the evaporator 16 is fed back to the compressor 11, so that the pre-cooling refrigerant is circulated.

[0036][0036]

Как описано выше, в системе 1 сжижения, поскольку сырьевой газ, температура которого была понижена с помощью понижения давления в установке 2 понижения давления, нагревается путем теплообмена с хладагентом предварительного охлаждения в устройстве 14 охлаждения, - система позволяет повысить температуру сырьевого газа без (или при минимальной) дополнительной энергии, подаваемой извне, благодаря чему кислые газовые компоненты могут быть удалены из сырьевого газа после понижения давления сырьевого газа.As described above, in the liquefaction system 1, since the feed gas, the temperature of which was lowered by depressurizing the pressure reducing apparatus 2, is heated by heat exchange with the pre-cooling refrigerant in the cooling device 14, the system allows the temperature of the feed gas to be increased without (or when minimum) additional energy supplied from outside, due to which acid gas components can be removed from the feed gas after reducing the pressure of the feed gas.

[0037][0037]

Кроме того, в системе 1 сжижения, поскольку теплота охлаждения природного газа, создаваемая понижением давления на стороне входа, используется для охлаждения предварительно охлажденного хладагента, который предназначен для охлаждения сырьевого газа на стороне выхода (в этом случае, сырьевого газа, из которого были удалены тяжелые компоненты), нагрузка на компрессор 11 снижается, что дает еще одно преимущество, заключающееся в том, что энергоэффективность в цикле хладагента может быть повышена. Это позволяет снизить количество циркулирующего хладагента предварительного охлаждения в системе 7 предварительного охлаждения. В некоторых случаях переохладитель 13 может быть исключен. Кроме того, поскольку охлаждающая способность сырьевого газа улучшается за счет системы 7 предварительного охлаждения по сравнению со случаями, в которых устройство 14 охлаждения не используется, пропускная способность природного газа в системе 1 сжижения (то есть объем производства СПГ) может быть увеличена.In addition, in the liquefaction system 1, since the heat of cooling of natural gas created by lowering the pressure on the inlet side is used to cool the pre-cooled refrigerant, which is designed to cool the feed gas on the outlet side (in this case, the raw gas from which heavy components), the load on the compressor 11 is reduced, which gives another advantage, namely, that the energy efficiency in the refrigerant cycle can be improved. This allows to reduce the amount of circulating pre-cooling refrigerant in the pre-cooling system 7. In some cases, subcooler 13 may be omitted. In addition, since the cooling ability of the feed gas is improved by the pre-cooling system 7 compared to cases in which the cooling device 14 is not used, the throughput of natural gas in the liquefaction system 1 (i.e., the LNG production volume) can be increased.

[0038][0038]

В дополнение к этому, поскольку температура сырьевого газа повышается за счет теплообмена с хладагентом предварительного охлаждения, - энергопотребление снижается по сравнению со случаями, когда температура сырьевого газа повышается только с помощью нагревателя 8, предусмотренного к установке 3 удаления кислого газа, - нагреватель 8 может быть уменьшен в размерах, и в некоторых случаях нагреватель 8 может быть исключен. Также существует преимущество, заключающееся в том, что за счет повышения температуры сырьевого газа как путем теплообмена с хладагентом предварительного охлаждения, так и с помощью тепла от нагревателя 8, даже когда сырьевой газ недостаточно нагрет устройством 14 охлаждения, нагреватель 8 может использоваться для корректировки температуры сырьевого газа, подаваемого в установку 3 удаления кислого газа, до подходящего температурного диапазона.In addition to this, since the temperature of the feed gas rises due to heat exchange with the pre-refrigerant, the energy consumption is reduced compared to the cases when the temperature of the feed gas is increased only by the heater 8 provided for the acid gas removal unit 3, the heater 8 can be reduced in size, and in some cases, the heater 8 can be excluded. There is also the advantage that by increasing the temperature of the feed gas, both by heat exchange with the pre-cooling refrigerant and by heat from the heater 8, even when the feed gas is not sufficiently heated by the cooling device 14, the heater 8 can be used to adjust the temperature of the feed gas supplied to the acid gas removal unit 3 to a suitable temperature range.

[0039][0039]

Хотя выше были описаны конкретные варианты осуществления, настоящее изобретение не ограничивается вышеописанными вариантами осуществления. Все элементы способа и системы сжижения природного газа настоящего изобретения в вышеописанных вариантах осуществления необязательно являются существенными и могут быть соответствующим образом выбраны без отклонения от объема настоящего изобретения.Although specific embodiments have been described above, the present invention is not limited to the above embodiments. All elements of the method and system for liquefying natural gas of the present invention in the above embodiments are not necessarily essential and can be appropriately selected without departing from the scope of the present invention.

ГЛОССАРИЙGLOSSARY

[0040][0040]

1 - система сжижения1 - liquefaction system

2 - установка понижения давления2 - depressurization unit

3 - установка удаления кислого газа3 - installation of acid gas removal

5 - установка удаления тяжелого компонента5 - installation of removal of a heavy component

6 - установка сжижения6 - liquefaction plant

7 - система предварительного охлаждения7 - pre-cooling system

8 - нагреватель (нагревательное устройство)8 - heater (heating device)

11 - компрессор11 - compressor

14 - устройство охлаждения (первый теплообменник)14 - cooling device (first heat exchanger)

15 - расширительный клапан15 - expansion valve

16 - испаритель (второй теплообменник)16 - evaporator (second heat exchanger)

Claims (19)

1. Система сжижения природного газа для получения сжиженного природного газа с помощью охлаждения сырьевого газа, включающего природный газ, причем система включает в себя:1. A natural gas liquefaction system for producing liquefied natural gas by cooling a feed gas including natural gas, the system including: установку понижения давления для понижения давления сырьевого газа,a pressure reduction unit for lowering the pressure of the feed gas, первый теплообменник для нагревания, с помощью теплообмена с хладагентом, сырьевого газа, давление которого было понижено в установке понижения давления,a first heat exchanger for heating, by heat exchange with a refrigerant, a feed gas whose pressure has been lowered in a pressure reducing unit, нагревательное устройство для нагревания сырьевого газа, который подается из первого теплообменника,a heating device for heating the feed gas that is supplied from the first heat exchanger, установку удаления кислого газа для удаления кислого газового компонента из сырьевого газа, который был нагрет в нагревательном устройстве,an acid gas removal unit for removing an acid gas component from a feed gas that has been heated in a heating device, второй теплообменник для охлаждения сырьевого газа, из которого был удален кислый газовый компонент в установке удаления кислого газа, причем сырьевой газ охлаждается за счет теплообмена с хладагентом, температура которого была понижена в первом теплообменнике, иa second heat exchanger for cooling the feed gas, from which the acid gas component has been removed in the acid gas removal unit, the feed gas being cooled by heat exchange with a refrigerant whose temperature has been lowered in the first heat exchanger, and установку сжижения для дальнейшего охлаждения сырьевого газа, который был охлажден с помощью второго теплообменника, для получения сжиженного природного газа.a liquefaction plant for further cooling the feed gas, which was cooled by a second heat exchanger, to produce liquefied natural gas. 2. Система сжижения природного газа по п.1, также включающая в себя установку удаления тяжелого компонента, предусмотренную между установкой удаления кислого газа и вторым теплообменником, для удаления тяжелого углеводорода в сырьевом газе.2. The natural gas liquefaction system according to claim 1, further comprising a heavy component removal unit provided between the acid gas removal unit and the second heat exchanger to remove the heavy hydrocarbon in the feed gas. 3. Система сжижения природного газа по любому из пп.1, 2, в которой первый и второй теплообменники являются составной частью цикла хладагента предварительного охлаждения для предварительного охлаждения сырьевого газа, подлежащего подаче в установку сжижения, и3. The natural gas liquefaction system according to any one of claims 1, 2, wherein the first and second heat exchangers are part of the pre-cooling refrigerant cycle for pre-cooling the feed gas to be supplied to the liquefaction plant, and при этом система сжижения природного газа также включает в себя:while the natural gas liquefaction system also includes: компрессор для сжатия хладагента, который использовался во втором теплообменнике, иa compressor for compressing the refrigerant used in the second heat exchanger, and расширительный клапан, предусмотренный между первым и вторым теплообменниками в цикле хладагента, для дросселирования и расширения хладагента.an expansion valve provided between the first and second heat exchangers in the refrigerant cycle to throttle and expand the refrigerant. 4. Способ сжижения природного газа для получения сжиженного природного газа с помощью охлаждения сырьевого газа, включающего природный газ, причем способ включает в себя:4. A method of liquefying natural gas to produce liquefied natural gas by cooling a feed gas including natural gas, the method comprising: стадию понижения давления для понижения давления сырьевого газа,a step of lowering the pressure to lower the pressure of the feed gas, первую стадию теплообмена для нагревания, путем теплообмена с хладагентом, сырьевого газа, давление которого было понижено на стадии понижения давления,a first heat exchange step for heating, by heat exchange with a refrigerant, a feed gas whose pressure has been lowered at the pressure lowering step, стадию нагревания для нагревания сырьевого газа, который был нагрет на первой стадии теплообмена, a heating step for heating a feed gas that has been heated in a first heat exchange step, стадию удаления кислого газа для удаления кислого газового компонента из сырьевого газа, который был нагрет на стадии нагревания,an acid gas removal step for removing the acid gas component from the feed gas that has been heated in the heating step, стадию второго теплообмена для охлаждения сырьевого газа, из которого был удален кислый газовый компонент на стадии удаления кислого газа, сырьевой газ охлаждают за счет теплообмена с хладагентом, температура которого была понижена на первой стадии теплообмена, иa second heat exchange step for cooling the feed gas from which the acid gas component was removed in the acid gas removal step, the feed gas is cooled by heat exchange with a refrigerant whose temperature has been lowered in the first heat transfer step, and стадию сжижения для дальнейшего охлаждения сырьевого газа, который был охлажден на стадии второго теплообмена, для получения сжиженного природного газа.a liquefaction step for further cooling the feed gas, which was cooled in the second heat exchange step, to produce liquefied natural gas.
RU2017133520A 2015-03-04 2015-03-04 System and method for natural gas liquefaction RU2677023C1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2015/001138 WO2016139702A1 (en) 2015-03-04 2015-03-04 System and method for liquefying natural gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2677023C1 true RU2677023C1 (en) 2019-01-15

Family

ID=56848092

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017133520A RU2677023C1 (en) 2015-03-04 2015-03-04 System and method for natural gas liquefaction

Country Status (4)

Country Link
AU (1) AU2015385052B2 (en)
GB (1) GB2553705B (en)
RU (1) RU2677023C1 (en)
WO (1) WO2016139702A1 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109628181A (en) * 2018-11-22 2019-04-16 天津市振津石油天然气工程有限公司 A kind of new arrangement structure of skid natural gas liquefaction device

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB997802A (en) * 1964-04-08 1965-07-07 Conch Int Methane Ltd Cold separation of gas mixtures
US3503220A (en) * 1967-07-27 1970-03-31 Chicago Bridge & Iron Co Expander cycle for natural gas liquefication with split feed stream
US4012212A (en) * 1975-07-07 1977-03-15 The Lummus Company Process and apparatus for liquefying natural gas
SU1499079A1 (en) * 1986-06-02 1989-08-07 Краснодарский политехнический институт Method of treating oil gas
RU2144649C1 (en) * 1994-04-29 2000-01-20 Филлипс Петролеум Компани Process and device for liquefaction of natural gas

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
UA97403C2 (en) * 2007-07-09 2012-02-10 ЕлЕнДжи ТЕКНОЛОДЖИИ ПТИ ЛТД Process and system for liquefying a hydrocarbon gas

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB997802A (en) * 1964-04-08 1965-07-07 Conch Int Methane Ltd Cold separation of gas mixtures
US3503220A (en) * 1967-07-27 1970-03-31 Chicago Bridge & Iron Co Expander cycle for natural gas liquefication with split feed stream
US4012212A (en) * 1975-07-07 1977-03-15 The Lummus Company Process and apparatus for liquefying natural gas
SU1499079A1 (en) * 1986-06-02 1989-08-07 Краснодарский политехнический институт Method of treating oil gas
RU2144649C1 (en) * 1994-04-29 2000-01-20 Филлипс Петролеум Компани Process and device for liquefaction of natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
AU2015385052B2 (en) 2018-11-08
WO2016139702A1 (en) 2016-09-09
GB201716299D0 (en) 2017-11-22
GB2553705A (en) 2018-03-14
AU2015385052A1 (en) 2017-10-05
GB2553705B (en) 2021-01-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2533260C2 (en) Method of purification from acidic compounds and gaseous flow liquefaction and device for its realisation
JP2013519522A (en) Composition and method of high pressure acid gas removal in the production of ultra low sulfur gas
KR20160129100A (en) Natural gas liquefying system and liquefying method
US11408671B2 (en) System and method for liquefying production gas from a gas source
US20170328631A1 (en) Natural gas liquefaction system
US9964034B2 (en) Methods for producing a fuel gas stream
AU2011273538B2 (en) Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor
WO2017056134A1 (en) Nonhydrocarbon gas separation device and nonhydrocarbon gas separation method
RU2677023C1 (en) System and method for natural gas liquefaction
JP6357155B2 (en) A method for optimizing condensable component removal from fluids
US10393015B2 (en) Methods and systems for treating fuel gas
US9662609B2 (en) Processes for cooling a wet natural gas stream
US11927391B2 (en) Liquefaction of production gas
US20150300731A1 (en) Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor
US12060820B2 (en) Processes for removing carbon dioxide from exhaust gas using scraped and non-scraped heat exchangers
OA18409A (en) System and method for liquefying natural gas.
WO2015159546A1 (en) System and method for liquefying natural gas
WO2011083365A2 (en) Gas dehydration
US20240067888A1 (en) Systems and methods to use waste heat for cooling in a gas oil separation plant
AU2012261477C1 (en) Process for removing contaminants from natural gas
WO2020021633A1 (en) Natural gas treatment device and natural gas treatment method
JP2006175324A (en) Method and apparatus for regenerating dehydrator
OA18582A (en) Natural gas liquefaction system
EA042002B1 (en) METHOD FOR OPTIMIZING REMOVAL OF CONDENSABLE COMPONENTS FROM LIQUID