RU2702441C1

RU2702441C1 - Complex for processing and liquefaction of natural gas (embodiments)

Info

Publication number: RU2702441C1
Application number: RU2018117332A
Authority: RU
Inventors: Игорь Анатольевич Мнушкин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газ Хим Технолоджи"
Priority date: 2018-05-10
Filing date: 2018-05-10
Publication date: 2019-10-08

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.

SUBSTANCE: natural gas processing and liquefying complex includes gas processing unit, prepared gas liquefaction unit, raw gas main gas line, commercial gas main pipeline and commodity product transportation unit combined by pipelines. "Fatty" natural gas with high ethane content or "dry" natural gas with low ethane content is fed into the gas processing unit through a main gas line of the raw gas. Use of invention provides formation of interconnected complex system of flexible operation of gas processing unit and liquefaction unit of prepared gas to produce wide range of natural gas processing products.

EFFECT: invention can be used in gas processing and chemical industries.

12 cl, 1 dwg

Description

Комплекс по переработке и сжижению природного газа может быть использован в газоперерабатывающей и химической отраслях промышленности, обеспечивая формирование взаимосвязанной комплексной системы гибкого функционирования газоперерабатывающего блока и блока сжижения подготовленного газа с получением широкого ассортимента продукции переработки природного газа.The complex for processing and liquefying natural gas can be used in the gas processing and chemical industries, providing the formation of an interconnected integrated system for the flexible functioning of the gas processing unit and the liquefied gas preparation unit to produce a wide range of natural gas processing products.

Известна установка для подготовки газа, содержащая линию подачи газа, первичный сепаратор, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для газожидкостной смеси соединен с дегазатором, а также систему подачи ингибитора гидратообразования, соединенную с линией подачи газа и с линией, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, и запорно-регулирующую арматуру, при этом установку снабжают системой автоматического управления (САУ), связанной с запорно-регулирующей арматурой (патент на изобретение RU 2506505 С1, МПК F25J 3/08, заявлен 21.11.2012 г., опубликован 10.02.2014 г.). Недостатком данного изобретения является частное решение задачи подготовки природного газа, согласно которому при двухступенчатой сепарации не удается получить товарный газ высокого качества с максимальной энергетической ценностью, поскольку вырабатываемый природный газ кроме метана неизбежно будет содержать примеси диоксида углерода и сероводорода, и глубоко извлечь ценные продукты газопереработки (этан, пропан, бутан).A known installation for the preparation of gas containing a gas supply line, a primary separator, the gas output of which is connected to a low-temperature separator, the output of which for a gas-liquid mixture is connected to a degasser, as well as a hydrate formation inhibitor supply system connected to a gas supply line and to a line connecting the primary and low-temperature separators, and shut-off and control valves, while the installation is equipped with an automatic control system (ACS) associated with shut-off and control valves (patent on the image Ttenia RU 2506505 C1, IPC F25J 3/08, declared on November 21, 2012, published on February 10, 2014). The disadvantage of this invention is a particular solution to the problem of preparing natural gas, according to which, in a two-stage separation, it is not possible to obtain high-quality commercial gas with maximum energy value, since the natural gas produced, in addition to methane, will inevitably contain impurities of carbon dioxide and hydrogen sulfide and deeply extract valuable gas processing products ( ethane, propane, butane).

Известен также способ комплексного сжижения природного газа и извлечения газоконденсатных жидкостей, согласно которому охлаждают и частично конденсируют поступающий поток, содержащий легкие углеводороды в одном или большем количестве теплообменников, вводят частично конденсированный поток в холодный сепаратор газа/жидкости, производящий отбираемый сверху газообразный поток и поток кубовой жидкости, которые вводят во фракционирующую систему, содержащую (а) фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций или (b) метаноотгонную колонну, расширяют отобранный сверху газообразный поток и вводят его в (а) нижнюю зону фракционирующей колонны легких фракций или (b) верхнюю зону метаноотгонной колонны, вводят поток кубовой жидкости в (а) фракционирующую колонну тяжелых фракций в ее промежуточной точке или (b) в метаноотгонную колонну в ее промежуточной точке, удаляют поток жидких продуктов из нижней части (а) фракционирующей колонны тяжелых фракций или (b) нижней части метаноотгонной колонны, удаляют отбираемый сверху газообразный поток из верхней части (а) фракционирующей колонны легких фракций или (b) метаноотгонной колонны, удаляют поток кубовой жидкости из нижней зоны фракционирующей колонны легких фракций и вводят его в верхнюю зону фракционирующей колонны тяжелых фракций, если система содержит фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций, за счет косвенного теплообмена с первой частью отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций, охлаждают и частично конденсируют удаленный сверху фракционирующей колонны тяжелых фракций газообразный поток и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций, удаляют вторую часть отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций как бокового погона, и охлаждают и частично конденсируют его за счет косвенного теплообмена, вводят частично сжиженный боковой погон в дополнительное устройство сепарации, извлекают жидкий продукт и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций и/или во фракционирующую колонну тяжелых фракций в качестве потока жидкой флегмы, извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, охлаждают и конденсируют его за счет косвенного теплообмена и подают полученный пар и конденсат к сепаратору LNG, где получают конечный продукт LNG, извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, сжимают его для образования остаточного газа, также предлагаются способ и устройство, где вместо колонны тяжелых фракций используется метаноотгонная колонна (патент на изобретение RU 2641778 С2, МПК F25J 1/00, заявлен 30.12.2013 г., опубликован 22.01.2018 г.). Недостатками данного способа являются:There is also known a method of complex liquefaction of natural gas and extraction of gas condensate liquids, according to which the incoming stream containing light hydrocarbons is cooled and partially condensed in one or more heat exchangers, a partially condensed stream is introduced into a cold gas / liquid separator, producing a gaseous stream and bottoms stream taken from above liquids that are introduced into the fractionation system containing (a) a light fractionation column and a heavy fractionation column stocks or (b) a methane stripping column, expanding the gaseous stream taken from above and injecting it into (a) the lower zone of the fractionating column of light fractions or (b) the upper zone of the methane stripping column, introducing the bottoms stream into (a) the fractionating column of heavy fractions in its intermediate point or (b) to the methane stripping column at its intermediate point, remove the liquid product stream from the bottom of (a) the heavy fraction fractionation column or (b) the bottom of the methane stripping column, remove the gaseous stream taken from above from the top part (a) of the fractionating column of light fractions or (b) of a methane stripping column, remove the bottom liquid stream from the lower zone of the fractionating column of light fractions and introduce it into the upper zone of the fractionating column of light fractions, if the system contains a fractionating column of light fractions and a fractionating column of heavy fractions , due to indirect heat exchange with the first part of the gaseous stream taken from above from the fractionating column of light fractions, the fractionating fraction removed from above is cooled and partially condensed columns of heavy fractions are gaseous stream and introduced into the fractionation column of light fractions, the second part of the gaseous stream taken from above is removed from the fractionation column of light fractions as a side stream, it is cooled and partially condensed by indirect heat exchange, a partially liquefied side stream is introduced into an additional device separation, the liquid product is recovered and introduced into the light fractionation column and / or the heavy fractionation column as a liquid reflux stream the upper steam stream is removed from the additional separation device, cooled and condensed by indirect heat exchange, and the resulting steam and condensate is supplied to the LNG separator, where the final LNG product is obtained, the upper steam stream is extracted from the additional separation device, compress it to form residual gas, a method and apparatus are also proposed where a methane distillation column is used instead of a heavy fraction column (Patent for invention RU 2641778 C2, IPC F25J 1/00, filed December 30, 2013, published January 22, 2018). The disadvantages of this method are:

1) отсутствие решения задачи энергосбережения по причине энергозатратности получения сжиженного природного газа (СПГ) без конкретизации теплоносителя и хладагента в многочисленных теплообменных системах с косвенным теплообменом;1) the lack of solutions to the problem of energy conservation due to the energy costs of producing liquefied natural gas (LNG) without specifying the coolant and refrigerant in numerous heat exchange systems with indirect heat transfer;

2) направленность на получение сжиженного природного газа, при дальнейшем транспорте которого наиболее распространенным морским транспортом при помощи танкеров-газовозов возможны нарушения графиков прибытия танкеров-газовозов под погрузку из-за погодных или форс-мажорных обстоятельств, что приведет при заполнении резервных резервуаров СПГ к необходимости остановки всей технологической цепи с длительным последующим ее выводом на стационарный режим при запуске.2) focus on the production of liquefied natural gas, during the further transportation of which the most common sea transport using gas tankers may violate the arrival schedules of gas tankers for loading due to weather or force majeure circumstances, which will lead to the need for filling the reserve LNG tanks shutdown of the entire process chain with its long subsequent withdrawal to stationary mode at startup.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ переработки природного углеводородного газа, включающий систему взаимосвязанных между собой первого блока предварительного охлаждения газа, проходящего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник, сепаратор первой ступени и турбодетандерный агрегат, второго блока конденсации и переохлаждения газа, проходящего теплообменники, сепараторы и отпарные колонны, третьего блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов из подготовленного газа, охлаждаемого в теплообменниках и пропановом испарителе и поступающего в деметанизатор с отводами метано-азотно-гелиевой смеси с верха и кубовой жидкости снизу, которую направляют в деэтанизатор со встроенным дефлегматором, с верха деэтанизатора отводят этановую фракцию, а снизу - кубовую жидкость в виде широкой фракции легких углеводородов, и четвертого блока получения гелиевого концентрата методом криогенного разделения метано-азотно-гелиевой смеси на метановую фракцию и гелиевый концентрат, полученные потоки метановой фракции отправляют на дополнительный пятый блок компримирования, в котором метановую фракцию компримируют и разделяют на два потока, первый из которых отправляют потребителям в качестве товарного газа, а второй поток направляют в первый блок, где подвергают глубокому охлаждению, и подают в третий блок, полностью используя в качестве орошения в деметанизатор или полностью дросселируя и подавая в качестве хладагента в дефлегматор, встроенный в деэтанизатор, или разделяя на третий и четвертый потоки, третий поток подают в качестве орошения в деметанизатор, а четвертый дросселируют и подают в качестве хладагента в дефлегматор, встроенный в деэтанизатор (патент на изобретение RU 2580453 С1, МПК F25J 3/02, заявлен 25.03.2015 г., опубликован 10.04.2016 г.). При наличии в данном способе ряда элементов энергосбережения за счет энергии внутренних потоков недостатками являются получение товарного газа только в газовой фазе и жесткость технологической схемы.Closest to the claimed invention is a method of processing natural hydrocarbon gas, comprising a system of interconnected first block of gas pre-cooling, a sequentially installed heat exchanger, a propane refrigerator, a first-stage separator and a turbo-expander unit, a second condensation and supercooling block of gas passing heat exchangers, separators and stripping columns, the third unit for the separation of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons from the prepared ha behind, which is cooled in heat exchangers and a propane evaporator and enters a demethanizer with outflows of a methane-nitrogen-helium mixture from the top and bottoms liquid from below, which is sent to a deethanizer with an integrated reflux condenser, the ethane fraction is removed from the top of the deethanizer, and bottom liquid is bottled in the form of a wide fractions of light hydrocarbons, and the fourth block for the production of helium concentrate by the method of cryogenic separation of a methane-nitrogen-helium mixture into a methane fraction and a helium concentrate, obtained methane fraction flows they are sent to an additional fifth compression unit, in which the methane fraction is compressed and divided into two streams, the first of which is sent to consumers as commercial gas, and the second stream is sent to the first block, where it is subjected to deep cooling, and fed to the third block, completely using as irrigation to the demethanizer, either completely throttling and supplying as a refrigerant to the reflux condenser built into the deethanizer, or dividing into the third and fourth streams, the third stream is supplied as irrigation to demethanizer trainer of, and the fourth is throttled and fed as the coolant in the reflux condenser built into a deethanizer (patent RU 2580453 C1, IPC F25J 3/02, 03.25.2015, the claimed, published 10.04.2016 g). If there are a number of energy-saving elements in this method due to the energy of internal flows, the disadvantages are obtaining marketable gas only in the gas phase and the rigidity of the technological scheme.

Общим недостатком способов переработки природного газа и предприятий для их реализации является разобщенность промышленных объектов различного управленческого подчинения, поэтому возникает потребность одновременно в жесткой организации связи между собой и гибкости их функционирования, обеспечивающей выработку необходимого ассортимента продукции, удовлетворяющей требованиям потребителей к качеству.A common drawback of natural gas processing methods and enterprises for their implementation is the fragmentation of industrial facilities of various managerial subordination, therefore, there is a need for a tough organization of communication between each other and the flexibility of their functioning, which ensures the development of the necessary product range that meets consumers' quality requirements.

При создании изобретения ставилась задача формирования взаимосвязанной комплексной системы гибкого функционирования газоперерабатывающего блока и блока сжижения подготовленного газа с получением широкого ассортимента продукции переработки природного газа.When creating the invention, the task was to form an interconnected integrated system for the flexible functioning of the gas processing unit and the prepared gas liquefaction unit to obtain a wide range of natural gas processing products.

Решение поставленной задачи обеспечивается тем, что комплекс по переработке и сжижению природного газа, включает газоперерабатывающий блок, блок сжижения подготовленного газа, магистральный газопровод сырьевого газа, магистральный газопровод товарного газа и блок транспортировки продукции, объединенные прямыми и обратными связями, в частности трубопроводами, в котором газоперерабатывающий блок состоит из, по крайней мере, звена подготовки сырьевого природного газа, звена извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов, звена фракционирования широкой фракции легких углеводородов, звена дожимной компрессорной станции, звена подготовки товарного газа к сжижению, звена очистки этана и звена вспомогательного хозяйства, содержащего, по крайней мере, подзвено буферного парка хранения продукции, подзвено компрессора отпарного газа и подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения, и обеспечивает выработку товарного газа для подачи в магистральный газопровод товарного газа, подготовленного к сжижению товарного газа, этановой фракции, пропановой и/или бутановой фракции и/или их смеси и пентан-гексановой фракции, блок сжижения подготовленного газа состоит из, по крайней мере, последовательно расположенных звеньев предохлаждения, сжижения и переохлаждения и звена компрессоров одного или более хладагента, блок транспортировки продукции состоит из, по крайней мере, звена охлаждения продукции, звена основного парка хранения продукции и звена отгрузки, при этом в газоперерабатывающий блок по магистральному газопроводу сырьевого газа подают «жирный» природный газ с повышенным содержанием этана, из буферного парка хранения продукции этановую фракцию, пропановую и/или бутановую фракцию и/или смесь пропановой и бутановой фракций полностью или частично направляют в звено дожимной компрессорной станции и/или подают в звено подготовки компонентов хладагента и/или используют в качестве сырья газохимии, образующиеся при хранении и транспортировке сжиженного природного газа отпарные газы объединяют в подзвене компрессора отпарного газа и подают на звено дожимной компрессорной станции, часть охлажденного подготовленного газа с блока сжижения подготовленного газа используют в качестве источника холода для поддержания требуемой температуры товарного газа после звена дожимной компрессорной станции перед подачей в магистральный газопровод товарного газа, часть переохлажденного и/или сжиженного природного газа с блока сжижения подготовленного газа подают в звено извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов в качестве дополнительного или основного источника холода колонны-деметанизатора звена извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов, регулирование прямых и обратных связей комплекса осуществляют по принципу стабильной выработки товарных этановой фракции, пропановой и/или бутановой фракции и/или смеси пропановой и бутановой фракций для нужд газохимии и максимальной теплотворной способности сжиженного природного газа.The solution to this problem is ensured by the fact that the natural gas processing and liquefaction complex includes a gas processing unit, a prepared gas liquefaction unit, a raw gas main gas pipeline, a commercial gas main and a product transportation unit, combined by direct and feedback connections, in particular pipelines, in which the gas processing unit consists of at least a raw-gas preparation unit, an ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons, units and fractionation of a wide fraction of light hydrocarbons, a link of a booster compressor station, a unit for preparing commercial gas for liquefaction, an ethane purification unit and an auxiliary farm unit containing at least a buffer unit for storage of products, a booster compressor unit and a preparation unit for liquefying refrigerant components, and ensures the production of commercial gas for supplying commercial gas prepared for liquefying commercial gas, ethane fraction, propane and / or butane to the main gas pipeline new fraction and / or mixtures thereof and pentane-hexane fraction, the prepared gas liquefaction unit consists of at least consecutively arranged pre-cooling, liquefaction and super-cooling units and compressors of one or more refrigerants, the product transportation unit consists of at least product cooling link, link of the main product storage fleet and shipping link, while “fat” natural gas with a high content of this gas is supplied to the gas processing unit via the main gas pipeline and, from the product storage buffer park, the ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or the mixture of propane and butane fractions are completely or partially sent to the booster compressor station unit and / or fed to the unit for preparing refrigerant components and / or are used as raw materials for gas chemistry the stripping gases formed during the storage and transportation of liquefied natural gas are combined in the booster section of the stripping gas compressor and fed to the booster section of the compressor station, part of the cooled prepared gas with The prepared gas liquefaction eye is used as a cold source to maintain the required temperature of commercial gas after the booster compressor station link before supplying commercial gas to the main gas pipeline, part of the supercooled and / or liquefied natural gas from the prepared gas liquefaction unit is fed to the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons as an additional or main source of cold of the column-demethanizer of the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons , Regulation of direct and reverse links is performed on the basis of the complex stable generation commodity ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or a mixture of propane and butane fractions for the needs of gas chemistry and the maximum calorific value of the liquefied natural gas.

Прямые связи комплекса представляют собой трубопроводы, последовательно соединяющие магистральный газопровод сырьевого газа, блоки технологических установок, магистральный газопровод товарного газа и блок транспортировки товарной продукции, что обеспечивает создание комплексной системы переработки сырьевого газа в товарные продукты. Обратные же связи комплекса представляют собой трубопроводы, формирующие контуры циркуляции потоков между блоками технологических установок для обеспечения необходимого качества товарной продукции или снижения потерь ценных углеводородов.The complex’s direct connections are pipelines connecting the main gas pipeline of raw materials, process units, the main gas pipeline of commercial gas and the unit for transporting commercial products, which ensures the creation of an integrated system for processing raw gas into commercial products. The feedbacks of the complex are pipelines that form the circuits of the circulation of flows between the units of technological plants to ensure the necessary quality of marketable products or reduce the loss of valuable hydrocarbons.

В случае подачи в газоперерабатывающий блок по магистральному газопроводу сырьевого газа «сухого» природного газа с пониженным содержанием этана из буферного парка хранения продукции этановую фракцию, пропановую и/или бутановую фракцию и/или смесь пропановой и бутановой фракций полностью или частично направляют в звено дожимной компрессорной станции и/или подают в звено подготовки компонентов хладагента и/или используют в качестве сырья газохимии, образующиеся при хранении и транспортировке сжиженного природного газа отпарные газы объединяют в подзвене компрессора отпарного газа и подают на звено дожимной компрессорной станции, часть охлажденного подготовленного газа с блока сжижения подготовленного газа используют в качестве источника холода для поддержания требуемой температуры товарного газа после звена дожимной компрессорной станции перед подачей в магистральный газопровод товарного газа, часть переохлажденного и/или сжиженного природного газа с блока сжижения подготовленного газа подают в звено извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов в качестве дополнительного или основного источника холода колонны-деметанизатора звена извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов, регулирование прямых и обратных связей комплекса осуществляют по принципу стабильной выработки товарных этановой фракции, пропановой и/или бутановой фракции и/или смеси пропановой и бутановой фракций для нужд газохимии и максимальной теплотворной способности сжиженного природного газа, при этом звено извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов работает в режиме деэтанизации без извлечения этановой фракции.If “dry” natural gas with a reduced ethane content is supplied to the gas processing unit via the main gas pipeline, the ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or the mixture of propane and butane fractions are completely or partially sent to the booster compressor unit stations and / or feed the refrigerant component preparation unit and / or use gas chemistry formed as a raw material during storage and transportation of liquefied natural gas, stripping gases combined at the compressor compressor unit gas link and fed to the booster compressor station link, part of the chilled prepared gas from the prepared gas liquefaction unit is used as a cold source to maintain the required temperature of the commercial gas after the booster compressor station link before supplying the commercial gas to the main gas pipeline, part of the supercooled and / or liquefied natural gas from the prepared gas liquefaction unit is fed to the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons as an additional or main source of cold, a column of a demethanizer of the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons, direct and feedback control of the complex is carried out according to the principle of stable production of marketable ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or a mixture of propane and butane fractions for needs gas chemistry and the maximum calorific value of liquefied natural gas, while the unit for the extraction of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons operates in the deethanization mode without h extract ethane fraction.

Целесообразно для обеспечения жестких ограничений по содержанию в подготовленном газе таких примесей, как вода, метанол, диоксид углерода и сероводород в звено подготовки сырьевого природного газа газоперерабатывающего блока дополнительно включать установку адсорбционной осушки природного газ и очистки его от метанола, установку абсорбционной очистки природного газа от диоксида углерода и/или от сероводорода.It is advisable to ensure strict restrictions on the content of impurities in the prepared gas such as water, methanol, carbon dioxide and hydrogen sulfide in the link for the preparation of raw natural gas from the gas processing unit to additionally include an adsorption dehydration of natural gas and its purification from methanol, an absorption treatment unit for natural gas from dioxide carbon and / or hydrogen sulfide.

С экономических позиций целесообразно подготовленный к сжижению природный газ подвергать дополнительной очистке от примесей диоксида углерода, сероводорода, влаги для этого в звено подготовки товарного газа к сжижению газоперерабатывающего блока дополнительно включают установку глубокой абсорбционной очистки природного газа от диоксида углерода и/или от сероводорода, установку глубокой адсорбционной очистки природного газа от диоксида углерода и/или установку короткоцикловой адсорбционной глубокой осушки природного газа и/или установку короткоцикловой адсорбционной глубокой очистки природного газа от метанола.From an economic point of view, it is advisable to subject natural gas prepared for liquefaction to further purify it from impurities of carbon dioxide, hydrogen sulfide, and moisture. For this purpose, the unit for preparing commercial gas for liquefying a gas processing unit additionally includes a unit for deep absorption purification of natural gas from carbon dioxide and / or hydrogen sulfide, and a deep adsorption purification of natural gas from carbon dioxide and / or installation of short-cycle adsorption deep drying of natural gas and / or SETTING Swing Adsorption deep purification of natural gas from methanol.

Для обеспечения повышения качества продукции газоперерабатывающего блока целесообразно звено очистки этановой фракции газоперерабатывающего блока обеспечивать адсорбционной и/или абсорбционной очисткой от примесей.In order to improve the product quality of the gas processing unit, it is advisable to provide the unit for purification of the ethane fraction of the gas processing unit with adsorption and / or absorption purification from impurities.

В зависимости от выбранной технологии в звеньях предохлаждения, сжижения и переохлаждения блока сжижения подготовленного газа используют каскад из индивидуальных хладагентов как этан и/или этилен и/или пропан и/или метан и/или азот или в одном или более звеньях предохлаждения, сжижения и переохлаждения используют один или более смешанных хладагентов, соответственно, одного или разного состава.Depending on the technology selected, a cascade of individual refrigerants like ethane and / or ethylene and / or propane and / or methane and / or nitrogen is used in the pre-cooling, liquefaction and supercooling units of the prepared gas liquefaction unit or in one or more pre-cooling, liquefaction and supercooling units use one or more mixed refrigerants, respectively, of the same or different composition.

Целесообразно, чтобы часть охлажденного подготовленного газа с блока сжижения подготовленного газа использовали в качестве источника холода для поддержания требуемой температуры товарного газа после звена дожимной компрессорной станции перед подачей в магистральный газопровод товарного газа не выше 20°С.It is advisable that part of the cooled prepared gas from the prepared gas liquefaction unit be used as a source of cold to maintain the required temperature of the commercial gas after the booster compressor station link before supplying commercial gas to the main gas pipeline not higher than 20 ° C.

Целесообразно, чтобы звено отгрузки блока транспортировки продукции включало морской терминал и/или железнодорожную платформу для отгрузки продукции в сжиженном и/или газообразном виде в газовозы и/или цистерны, соответственно, в зависимости от нужд потребителей.It is advisable that the shipment link of the product transportation unit include an offshore terminal and / or a railway platform for shipment of products in a liquefied and / or gaseous form to gas carriers and / or tanks, respectively, depending on the needs of consumers.

Целесообразно для привода компрессоров - электродвигатели и/или газотурбинные двигатели, а для оптимального управления работой всех элементов системы - автоматизированный пользовательский интерфейс.It is advisable to drive compressors - electric and / or gas turbine engines, and for optimal control of the operation of all elements of the system - an automated user interface.

Функционирование комплекса по переработке и сжижению природного газа иллюстрируется фигурой, где:The functioning of the complex for processing and liquefying natural gas is illustrated by a figure, where:

1-55 - трубопроводы;1-55 - pipelines;

100/1, 100/2 - магистральный газопровод сырьевого газа;100/1, 100/2 - main gas pipeline of raw gas;

200 - газоперерабатывающий блок;200 - gas processing unit;

201 - звено подготовки сырьевого природного газа;201 - link for the preparation of raw natural gas;

202 - звено извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов;202 - link for the extraction of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons;

203 - звено фракционирования широкой фракции легких углеводородов;203 - link fractionation of a wide fraction of light hydrocarbons;

204 - звено дожимной компрессорной станции;204 - link booster compressor station;

205 - звено подготовки товарного газа к сжижению;205 - link for the preparation of commercial gas for liquefaction;

206 - звено вспомогательного хозяйства;206 - a link in the auxiliary economy;

206/1 - подзвено буферного парка хранения продукции;206/1 - sub-unit of the buffer fleet for storage of products;

206/2 - подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения;206/2 - a link for the preparation of liquefaction refrigerant components;

206/3 - подзвено компрессора отпарного газа;206/3 - a suction gas compressor unit;

207 - звено очистки этана;207 - ethane purification unit;

300 - блок охлаждения товарного газа;300 - commercial gas cooling unit;

400 - магистральный газопровод товарного газа;400 - main gas pipeline for commercial gas;

500 - блок сжижения подготовленного газа;500 - block liquefaction of the prepared gas;

501 - звено предохлаждения;501 - pre-cooling unit;

502 - звено сжижения;502 - liquefaction unit;

503 - звено переохлаждения;503 - subcooling unit;

504 - звено компрессоров одного или более хладагента;504 — compressor unit of one or more refrigerant;

600 - блок транспортировки продукции;600 - product transportation unit;

601 - звено охлаждения продукции;601 - link cooling products;

602 - звено основного парка хранения продукции;602 - link of the main product storage park;

603 - звено отгрузки.603 - a link of shipment.

Комплекс по переработке и сжижению природного газа может эксплуатироваться согласно нескольким сценариям в зависимости от вида сырьевого природного газа: «жирного» с повышенным содержанием этана и/или «сухого» с пониженным содержанием этана. В качестве примера на фигуре приведена общая схема возможного функционирования заявляемого комплекса.The natural gas processing and liquefaction complex can be operated according to several scenarios depending on the type of raw natural gas: “fat” with a high content of ethane and / or “dry” with a low content of ethane. As an example, the figure shows a general diagram of the possible functioning of the claimed complex.

Сырьевые «жирный» с повышенным содержанием этана и/или «сухой» с пониженным содержанием этана газы из магистральных газопроводов сырьевого газа 100/1 и/или 100/2 по трубопроводам 1 и/или 2, соответственно, поступают в звено подготовки сырьевого природного газа 201 газоперерабатывающего блока 200 для последовательной обработки на установках сепарации природного газа от механических примесей и капельной жидкости, абсорбционной очистки от сероводорода и диоксида углерода до содержания этих примесей не более 1,5% мол и его адсорбционной осушки и удаления метанола из природного газа. Далее подготовленный газ из звена подготовки сырьевого природного газа 201 по трубопроводу 3 поступает в звено извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов 202, где обеспечивается извлечение из природного газа широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которая по трубопроводу 15 подается для дальнейшего разделения в звено фракционирования широкой фракции легких углеводородов 203, получение этановой фракции, которая по трубопроводу 13 подается в звено очистки этана 207, а также подготовленного товарного газа, поступающего с температурой 0-20°С под давлением 2,0-2,5 МПа по трубопроводу 4 на звено дожимной компрессорной станции 204.Raw "fat" with a high content of ethane and / or "dry" with a low content of ethane gases from main gas pipelines of raw materials 100/1 and / or 100/2 through pipelines 1 and / or 2, respectively, go to the preparation of raw natural gas 201 of a gas processing unit 200 for sequential processing at installations for the separation of natural gas from mechanical impurities and dropping liquid, absorption purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide to a content of these impurities of not more than 1.5 mol% and its adsorption drying and ud allenium methanol from natural gas. Next, the prepared gas from the raw natural gas preparation unit 201 through pipeline 3 enters the ethane extraction unit and the wide fraction of light hydrocarbons 202, where the wide fraction of light hydrocarbons (NGL) is extracted from natural gas, which is fed through pipeline 15 for further separation to the fractionation unit a wide fraction of light hydrocarbons 203, obtaining an ethane fraction, which is fed through line 13 to the ethane purification unit 207, as well as prepared commercial gas coming from the temperature at 0-20 ° С under a pressure of 2.0-2.5 MPa via pipeline 4 to the link of the booster compressor station 204.

На звене дожимной компрессорной станции 204 обеспечивается раздельное многоступенчатое сжатие подготовленного товарного газа в многоступенчатых компрессорах до параметров 40°С и 9,5 МПа с выработкой товарного газа, который по трубопроводу 6 поступает в блок охлаждения товарного газа 300, и далее с температурой не выше 20°С по трубопроводу 11 - в магистральный газопровод товарного газа 400, по которому транспортируется промышленным и коммунальным потребителям региона, и подготовленного к сжижению товарного газа, который по трубопроводу 7 направляется в звено подготовки товарного газа к сжижению 205 и далее с содержанием сероводорода и диоксида углерода, соответственно, не более 7 мг/м³ и 50 ppm по трубопроводу 8 - в блок сжижения подготовленного газа 500.Separate multi-stage compression of the prepared commercial gas in multi-stage compressors up to parameters 40 ° C and 9.5 MPa is provided at the link of the booster compressor station 204 with the production of commercial gas, which is delivered through pipeline 6 to the cooling unit for commercial gas 300, and then with a temperature of no higher than 20 ° С through the pipeline 11 - to the main gas pipeline of commercial gas 400, through which it is transported to industrial and communal consumers of the region, and prepared for the liquefaction of commercial gas, which through the pipeline 7 is directed it is connected to the unit for preparing commercial gas for liquefaction 205 and further with the content of hydrogen sulfide and carbon dioxide, respectively, not exceeding 7 mg / m ³ and 50 ppm via pipeline 8 - to the liquefied gas preparation unit 500.

На блоке сжижения подготовленного газа 500 подготовленный к сжижению товарный газ вначале охлаждается до минус 20°С при давлении 8,5-9,0 МПа в звене предохлаждения 501, затем по трубопроводу 9 поступает в звено сжижения 502, обеспечивающее выработку сжиженного природного газа (СПГ) с температурой минус 100°С и давлением 8,5-9,0 МПа, и по трубопроводу 10 - в звено переохлаждения 503, откуда под давлением 2,0 МПа с температурой минус 155-минус 162°С переохлажденный газ по трубопроводу 12 поступает в подзвено буферного парка хранения продукции 206/1. В звеньях предохлаждения 501, сжижения 502, переохлаждения 503 в качестве хладагентов могут быть использованы индивидуальные компоненты этан и/или этилен и/или пропан и/или метан и/или азот и/или смешанный хладагент, которые направляются по трубопроводам 33, 34 и 35, соответственно, из звена компрессоров одного или более хладагента 504.At the prepared gas liquefaction unit 500, the commercial gas prepared for liquefaction is first cooled to minus 20 ° C at a pressure of 8.5-9.0 MPa in pre-cooling unit 501, then through pipeline 9 it enters the liquefaction unit 502, which ensures the production of liquefied natural gas (LNG) ) with a temperature of minus 100 ° С and a pressure of 8.5–9.0 MPa, and through pipeline 10 — to the subcooling unit 503, from where, under a pressure of 2.0 MPa with a temperature of minus 155-minus 162 ° С, supercooled gas flows through pipeline 12 in the sub-ring of the buffer storage of products 206/1. In the pre-cooling units 501, liquefaction 502, sub-cooling 503, individual components ethane and / or ethylene and / or propane and / or methane and / or nitrogen and / or mixed refrigerant can be used as refrigerants, which are routed through pipelines 33, 34 and 35 , respectively, from the compressor link of one or more refrigerant 504.

Разделенные в звене фракционирования широкой фракции легких углеводородов 203 пропановая, бутановая и пентан-гексановая фракции по трубопроводам 16, 17, 18, соответственно, поступают в подзвено буферного парка хранения продукции 206/1, куда после адсорбционной и/или абсорбционной очистки от примесей в звене очистки этана 207 также подается подготовленная этановая фракция по трубопроводу 14. При этом пентан-гексановая, этановая, пропановая, бутановая фракции и СПГ по трубопроводам 22, 23, 24, 25, 26, соответственно, после подзвена буферного парка хранения продукции 206/1 выводятся в блок транспортировки продукции 600. Причем этановая, пропановая и бутановая фракции могут быть направлены по трубопроводам 19, 20 и 21, соответственно, в звено дожимной компрессорной станции 204 в целях повышения теплотворной способности СПГ, получаемого в блоке сжижения подготовленного газа 500. Также перечисленные фракции могут быть направлены по трубопроводам 27, 28 и 29, соответственно, в подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения 206/2 для последующей подачи в звено компрессоров одного или более хладагента 504 блока сжижения подготовленного газа 500 по трубопроводам 30, 31 и 32, соответственно, с целью их использования в качестве компонентов смешанного хладагента на звеньях предохлаждения 501, сжижения 502 и переохлаждения 503. После подзвена буферного парка хранения продукции 206/1 этановая, пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 36, 37 и 38, соответственно, могут быть использованы в качестве сырья газохимии на соответствующих производствах.The propane, butane, and pentane-hexane fractions separated in the fractionation section of the wide fraction of light hydrocarbons 203 through pipelines 16, 17, 18, respectively, enter the sub-unit of the buffer storage of products 206/1, where, after adsorption and / or absorption purification of impurities in the unit for purification of ethane 207, a prepared ethane fraction is also supplied via pipeline 14. At the same time, pentane-hexane, ethane, propane, butane fractions and LNG are supplied through pipelines 22, 23, 24, 25, 26, respectively, after the storage buffer unit is connected I of products 206/1 are output to a product transportation unit 600. Moreover, ethane, propane and butane fractions can be sent via pipelines 19, 20 and 21, respectively, to the link of the booster compressor station 204 in order to increase the calorific value of LNG obtained in the prepared liquefaction unit gas 500. Also, the listed fractions can be sent via pipelines 27, 28 and 29, respectively, to the preparation unit of liquefied refrigerant components 206/2 for subsequent supply of one or more refrigerant 504 to the compressor link of the prepared gas liquefaction unit 500 through pipelines 30, 31 and 32, respectively, with the aim of using them as mixed refrigerant components on the pre-cooling units 501, liquefaction 502 and supercooling 503. After the buffer storage fleet is connected, the ethane, propane and butane fractions 206/1 through pipelines 36, 37 and 38, respectively, can be used as raw materials for gas chemistry at the corresponding industries.

Пентан-гексановая, этановая, пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 22, 23, 24, 25, соответственно, предварительно направляют в звено охлаждения продукции 601, откуда охлажденные фракции по трубопроводам 39, 40, 41 и 42, соответственно, а также СПГ по трубопроводу 26 поступают в звено основного парка хранения продукции 602 для возможности дальнейшей погрузки в сжиженном и/или газообразном виде в газовозы и/или цистерны на морском терминале и/или железнодорожной платформе, соответственно, после подачи по трубопроводам 43, 44, 45, 46 и 47, соответственно, в звено отгрузки 603.Pentane-hexane, ethane, propane and butane fractions through pipelines 22, 23, 24, 25, respectively, are preliminarily sent to the cooling unit of production 601, whence the cooled fractions through pipelines 39, 40, 41 and 42, respectively, as well as LNG via the pipeline 26 enter the link of the main fleet of products storage 602 for the possibility of further loading in liquefied and / or gaseous form into gas carriers and / or tanks at the offshore terminal and / or railway platform, respectively, after supply via pipelines 43, 44, 45, 46 and 47 , respectively about, in the shipping unit 603.

Образующиеся при хранении и отгрузке СПГ отпарные газы со звена основного парка хранения продукции 602, звена отгрузки 603 и подзвена буферного парка хранения продукции 206/1 по трубопроводам 50, 49 и 48, соответственно, подают сначала в подзвено компрессора отпарного газа 206/3, а затем по трубопроводу 51 в звено дожимной компрессорной станции 204.The stripping gases generated during storage and shipment of LNG from the main storage fleet 602, the shipping unit 603 and the buffer storage unit 206/1 link through pipelines 50, 49 and 48, respectively, are first supplied to the booster compressor unit 206/3, and then through the pipeline 51 to the link booster compressor station 204.

Для поддержания не выше 20°С температуры товарного газа после звена дожимной компрессорной станции 204 перед подачей в магистральный газопровод товарного газа 400 в блоке охлаждения товарного газа 300 поступающий по трубопроводу 6 товарный газ охлаждают с помощью части охлажденного природного газа, выведенного из одного или более звеньев предохлаждения 501, сжижения 502, переохлаждения 503, соответственно, по трубопроводам 52, 53 и 54.In order to maintain the temperature of the commercial gas not higher than 20 ° C after the booster compressor station 204, before the commercial gas 400 is supplied to the main gas pipeline in the commercial gas cooling unit 300, the commercial gas coming in through the pipeline 6 is cooled with the help of a part of the cooled natural gas withdrawn from one or more units pre-cooling 501, liquefaction 502, sub-cooling 503, respectively, through pipelines 52, 53 and 54.

Часть переохлажденного и/или сжиженного природного газа из звена переохлаждения 503 и/или звена сжижения 502 по трубопроводу 5 и/или 55, соответственно, направляют в звено извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов 202 для использования в качестве дополнительного или основного источника холода колонны-деметанизаторы. При этом во время ремонта магистрального газопровода сырьевого газа 100/1 и/или при подаче на газоперерабатывающий блок 200 только «сухого» газа с пониженным содержанием этана звено извлечения этана и широкой фракции легких углеводородов 202 работает в режиме деэтанизации без извлечения этановой фракции.A portion of the supercooled and / or liquefied natural gas from the subcooled unit 503 and / or the liquefied unit 502 via a pipeline 5 and / or 55, respectively, is sent to the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons 202 for use as an additional or main source of cold column demethanizers. Moreover, during the repair of the main gas pipeline of the feed gas 100/1 and / or when only “dry” gas with a low ethane content is supplied to the gas processing unit 200, the ethane extraction unit and the wide fraction of light hydrocarbons 202 operate in the deethanization mode without extraction of the ethane fraction.

Таким образом, заявляемое изобретение обеспечивает решение поставленной задачи по формированию взаимосвязанной комплексной системы гибкого функционирования газоперерабатывающего блока и блока по сжижению природного газа с получением широкого ассортимента продукции переработки природного газа.Thus, the claimed invention provides a solution to the problem of forming an interconnected integrated system for the flexible operation of a gas processing unit and a unit for liquefying natural gas to obtain a wide range of natural gas processing products.

Claims

1. A natural gas processing and liquefaction complex, including a gas processing unit, a prepared gas liquefaction unit, a raw gas main gas pipeline, a commercial gas main and product transportation unit, combined by direct and feedback connections, in particular pipelines, in which the gas processing unit consists of at least the link for the preparation of raw natural gas, the link for the extraction of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons, the link for fractionation of a wide fraction of light carbohydrates pipelines, a booster compressor station link, a unit for preparing commercial gas for liquefaction, an ethane purification unit and an auxiliary farm unit containing at least a buffer section of the product storage pool, a booster gas compressor link and a preparation component for liquefying refrigerant components, and ensures the production of commercial gas for supplying commercial gas prepared for liquefying commercial gas, ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or their mixture and pentane-hexane f to the main gas pipeline fraction, the prepared gas liquefaction unit consists of at least consecutively located pre-cooling, liquefaction and super-cooling units and compressors of one or more refrigerants, the product transportation unit consists of at least the product cooling unit, the unit of the main product storage fleet and unit shipment, while in the gas processing unit through the main gas pipeline of the feed gas serves "fat" natural gas with a high content of ethane, from the buffer storage of products to ethanov the fraction, the propane and / or butane fraction and / or the mixture of the propane and butane fractions are completely or partially sent to the booster compressor station and / or fed to the preparation component of the refrigerant and / or used as raw materials gas chemistry formed during storage and transportation of liquefied natural gas, the off-gas is combined in the unit of the off-gas compressor and fed to the booster section of the compressor station, part of the cooled prepared gas from the prepared gas liquefaction unit is used in As a cold source to maintain the required temperature of the commercial gas after the booster compressor station before supplying commercial gas to the main gas pipeline, part of the supercooled and / or liquefied natural gas from the prepared gas liquefaction unit is fed to the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons as additional or main cold source of the demethanizer column of the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons, regulation of direct and feedback complex CAs are carried out according to the principle of stable production of marketable ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or a mixture of propane and butane fractions for the needs of gas chemistry and the maximum calorific value of liquefied natural gas.

2. A natural gas processing and liquefaction complex, including a gas processing unit, a prepared gas liquefaction unit, a raw gas main gas pipeline, a commercial gas main and product transportation unit, combined by direct and feedback connections, in particular pipelines, in which the gas processing unit consists of at least the link for the preparation of raw natural gas, the link for the extraction of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons, the link for fractionation of a wide fraction of light carbohydrates pipelines, a booster compressor station link, a unit for preparing commercial gas for liquefaction, an ethane purification unit and an auxiliary farm unit containing at least a buffer section of the product storage pool, a booster gas compressor link and a preparation component for liquefying refrigerant components, and ensures the production of commercial gas for supplying commercial gas prepared for liquefying commercial gas, ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or their mixture and pentane-hexane f to the main gas pipeline fraction, the prepared gas liquefaction unit consists of at least consecutively located pre-cooling, liquefaction and super-cooling units and compressors of one or more refrigerants, the product transportation unit consists of at least the product cooling unit, the unit of the main product storage fleet and unit shipments, while in the gas processing unit through the main gas pipeline of raw gas serves “dry” natural gas with a low ethane content, ethane from the buffer storage of products the fraction, propane and / or butane fraction and / or the mixture of propane and butane fractions are completely or partially sent to the booster compressor station unit and / or fed to the preparation component of the refrigerant and / or used as raw materials for gas chemistry formed during storage and transportation of liquefied natural gas, the off-gas is combined in the sub-link of the off-gas compressor and fed to the link of the booster compressor station, part of the cooled prepared gas from the prepared gas liquefaction unit is used in As a cold source to maintain the required temperature of the commercial gas after the booster compressor station link before supplying the commercial gas to the main gas pipeline, part of the supercooled and / or liquefied natural gas from the prepared gas liquefaction unit is fed to the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons as additional or main cold source of the demethanizer column of the ethane extraction unit and a wide fraction of light hydrocarbons, direct and feedback control complex and they are carried out according to the principle of stable production of marketable ethane fraction, propane and / or butane fraction and / or a mixture of propane and butane fractions for the needs of gas chemistry and the maximum calorific value of liquefied natural gas, the ethane extraction unit and the wide fraction of light hydrocarbons operate in the deethanization mode without ethane extraction fractions.

3. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that the unit for the preparation of raw natural gas from the gas processing unit further includes an adsorption drying of natural gas and its purification from methanol and / or an absorption treatment unit for natural gas from carbon dioxide and / or hydrogen sulfide.

4. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that the unit for preparing commercial gas for liquefying the gas processing unit further includes a deep absorption treatment unit for natural gas from carbon dioxide and / or hydrogen sulfide and / or a deep adsorption unit for cleaning natural gas from carbon dioxide and / or an installation for short-cycle adsorption deep drying of natural gas and / or an installation for short-cycle adsorption deep cleaning of natural gas from methanol.

5. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that the purification unit of the ethane fraction of the gas processing unit provides adsorption and / or absorption purification from impurities.

6. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that in the links of pre-cooling, liquefaction and supercooling of the liquefied gas unit, a cascade of individual refrigerants is used.

7. The complex according to claim 6, characterized in that ethane and / or ethylene and / or propane and / or methane and / or nitrogen are used as individual refrigerants.

8. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that one or more mixed refrigerants of the same or different composition are used in one or more units of pre-cooling, liquefaction and supercooling of the liquefied gas preparation unit.

9. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that a portion of the cooled prepared gas from the prepared gas liquefaction unit is used as a cold source to maintain the required temperature of the commercial gas after the booster compressor station link before the commercial gas supply to the main gas pipeline is not higher than 20 ° FROM.

10. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that the shipment link of the product transportation unit includes an offshore terminal and / or a railway platform for shipping products in a liquefied and / or gaseous form to gas carriers and / or tanks, respectively.

11. The complex according to claim 1 or 2, characterized in that electric motors and / or gas turbine engines are used to drive the compressors.

12. The complex under item 1 or 2, characterized in that they use an automated user interface.