SU947594A1 - Natural gas processing method - Google Patents

Natural gas processing method Download PDF

Info

Publication number
SU947594A1
SU947594A1 SU802969529A SU2969529A SU947594A1 SU 947594 A1 SU947594 A1 SU 947594A1 SU 802969529 A SU802969529 A SU 802969529A SU 2969529 A SU2969529 A SU 2969529A SU 947594 A1 SU947594 A1 SU 947594A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
gas
compressor
regeneration
adsorber
zeolites
Prior art date
Application number
SU802969529A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Павел Васильевич Мельник
Гурами Эрастович Одишария
Кирилл Юрьевич Чириков
Original Assignee
Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз"
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 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз" filed Critical Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз"
Priority to SU802969529A priority Critical patent/SU947594A1/en
Application granted granted Critical
Publication of SU947594A1 publication Critical patent/SU947594A1/en

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • 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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0242—Waste heat recovery, e.g. from heat of compression
    • 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.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F25J2205/70—Heating the adsorption vessel
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/22—Compressor driver arrangement, e.g. power supply by motor, gas or steam turbine
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"
    • 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
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam used in a Rankine 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage

Landscapes

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

Description

Изобретение относится к газовой промышленности,; а именно к способам сжижения природного газа.The invention relates to the gas industry; namely, methods for liquefying natural gas.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ сжижения природного газа,включающий сжатие газа в компрессоре с газовым приводом, глубокую осушку . его цеолитами, охлаждение осушенного газа’ хладагентом внешнего парокомпрессорного холодильного цикла, выделение в процессе охлаждения углеводородов и выше, последующее сжижение газа и нагрев части осушенного газа для регенерации цеолитов [ 1] .The closest technical solution to the proposed one is a method of liquefying natural gas, including gas compression in a gas-driven compressor, deep drying. its zeolites, cooling the dried gas ’with the refrigerant of the external vapor-compressor refrigeration cycle, liberating hydrocarbons during the cooling process and higher, then liquefying the gas and heating part of the dried gas to regenerate zeolites [1].

Недостатки известного способа заключаются в использовании в качестве топлива привода газа, подаваемого на сжижение, нагрев регенерационного газа й огневом) подогревателе, на что расходуют часть перерабатываемого газа, сжатие регенерационного газа, необходимое для его возвращения в цикл,, а также необходимость глубокой осушки регенерационного газа. Перечисленное приводит к . снижению эффективности процесса ежи- ’ жения.The disadvantages of this method are the use of a gas as fuel for liquefaction, heating of regeneration gas and a fire) heater, which consumes part of the processed gas, compression of regeneration gas necessary for its return to the cycle, and also the need for deep drying of regeneration gas . The above leads to. reduce the effectiveness of the process of rescue.

Цель изобретения - повышение экономичности процесса сжижения за счет снижения расхода газа на подог5 рев, расхода энергии на сжатие регенерационного газа и более эффективного использования топливного газа.The purpose of the invention is to increase the efficiency of the liquefaction process by reducing gas consumption for heating, energy consumption for compression of regeneration gas and more efficient use of fuel gas.

Указанная цель'достигается тем, что согласно способу сжижения .при10 родного газа, включающему сжатие газа в компрессоре с газовым приводом, глубокую осушку его цеолитами, охлаждение осушенного газа хладагентом внешнего паро-компрессионного холодильного цикла, выделение в процессе охлаждения углеводородов и выше и их нагрев путем рекуперативного теплообмена с охлаждаемым природным газом, последующие сжижение газа, нагрев части осушенного газа для* регенерации цеолитов выхлопными^ газами приводов компрессоров, смешивание ' газа после регенерации цеолитов с выделенными углеводородами С& и выше и подачу полученной смеси в газо25 ные приводы компрессоров, газ после.This goal is achieved by the fact that according to the method of liquefying natural gas, which includes compressing the gas in a gas-driven compressor, deep drying it with zeolites, cooling the dried gas with an external vapor-compression refrigeration cycle, and releasing hydrocarbons and above during heating and heating them by recuperative heat exchange with cooled natural gas, subsequent gas liquefaction, heating part of the dried gas for * regeneration of zeolites by exhaust ^ gases of compressor drives, mixing 'gas after p generating zeolites with selected hydrocarbons and C & above and feeding the resulting mixture into gazo25 nye compressor drives, gas after.

регенерации цеолитов смешивают с выделяемыми в процессе охлаждения углеводородами С 2. и выше и полученную · смесь подают в газовый привод комп30 . рессора/ а нагрев газа для регенера-’ ции цеолитов ведут выхлопными газами приводов компрессоров.zeolite regeneration is mixed with C 2 and higher hydrocarbons liberated during cooling, and the resulting mixture is fed into a gas drive comp30. spring / gas heating for regeneration of zeolites is carried out by exhaust gases of compressor drives.

Кроме того, углеводороды и выше перед смешиванием предварительно нагревают путем рекуперативного теплообмена с охлаждаемым природным га- 5 3ΌΜ .In addition, hydrocarbons and higher are preheated prior to mixing by recuperative heat exchange with cooled natural gas. 5 3ΌΜ.

На чертеже представлена технологическая схема сжижения природного газа.The drawing shows a flow diagram of the liquefaction of natural gas.

Газ от месторождения поступает Ю в компрессор .1 с приводом 2 от газовой турбины или поршневого газового двигателя. Сжатый газ направляют в адсорбер 3, где осуществляют его осушку. Часть осушенного газа отво- 15 дят в адсорбер 4, прошедший стадию регенерации, для охлаждения цеолита. Из адсорбера 4 газ подают на регенерацию цеолита в адсорбере 5, предварительно нагревая его продук- 2θ тами сгорания привода компрессоров в теплообменнике б. Из адсорбера 5 газ регенерации подают в привод 2 компрессора 1 и (или) в газовый двигатель 7 компрессора 8 хладагента 2^ в качестве топлива. Поток газа из адсорбера 3 Направляют в теплообменник 9, где охлаждают, конденсируют й переохлаждают холодильным агентом, сжатым в компрессоре 8. Фракции С^ и выше выделяют из сжиженного газа в сепараторе 10. Сжиженный газ подают в резервуар 11 и далее, например, в танкеры 12. Реку.1ерируют холод подогрева выделенной жидкости в теплообменнике 9, образовавшуюся смесь 55 разделяют в сепараторе 13.Gas from the field enters Yu into the compressor .1 with drive 2 from a gas turbine or reciprocating gas engine. Compressed gas is sent to adsorber 3, where it is dried. Part of the dried gas is taken off to adsorber 4, which has passed the regeneration stage, to cool the zeolite. From adsorber 4, gas is fed to the regeneration of zeolite in adsorber 5, preheating it with the products of 2 θ combustion products of the compressor drive in the heat exchanger b. From the adsorber 5, the regeneration gas is supplied to the drive 2 of the compressor 1 and / or to the gas engine 7 of the compressor 8 of the refrigerant 2 ^ as fuel. The gas stream from the adsorber 3 is sent to the heat exchanger 9, where it is cooled, condensed and subcooled with a refrigerant compressed in the compressor 8. Fractions C ^ and higher are separated from the liquefied gas in the separator 10. The liquefied gas is supplied to the tank 11 and then, for example, to tankers 12. River 1. The cold of heating the separated liquid in the heat exchanger 9 is generated, the resulting mixture 55 is separated in the separator 13.

Газ-* регенерации, который выводят из адсорбера 5, смешивают с фракциями, или их частью, выделенными в сепараторе 13; и с помощью эжектора 40 14 с газом, испаряющимся из резервуара 11. Адсорберы 3-5 периодически переключают. 'Гак, например, через определенный промежуток времени осушку газа осуществляют в адсорбере 4, 45 адсорбер 5 охлаждают, а. адсорбер 3 регенерируют.Regeneration gas *, which is removed from the adsorber 5, is mixed with the fractions, or part thereof, separated in the separator 13; and using an ejector 40 14 with gas evaporating from the reservoir 11. The adsorbers 3-5 are periodically switched. 'Hack, for example, after a certain period of time, the gas is dried in the adsorber 4, 45 the adsorber 5 is cooled, as well. adsorber 3 regenerate.

Смешение отсепарированных и предварительно нагретых фракций Cj и выше с регенерационным газом и исполь- 5Q зование смеси в качестве топливного газа позволяет повысить экономичность процесса сжйжения за счет' снижения, по сравнению с прототипом расхода энергии (исключение из схемы 55 компрессора) на дожатие регенерационного газа до исходного давления; .повышения температуры газа на входе в привод компрессора: из адсорберов газ выходит с температурой около 200°С; снижения расхода энергии, по сравнению с прототипом, на охлаждение регенерационного газа перед его возвращением в цикл; более эффективной работы привода компрессоров вследствие подачи в камеры сгорания'·1 увлажненного газа.Mixing the separated and preheated fractions of Cj and higher with regeneration gas and using the mixture as fuel gas 5Q improves the efficiency of the liquefaction process due to a reduction in energy consumption compared to the prototype (exclusion from compressor circuit 55) to pressurize regeneration gas to initial pressure; Increases in gas temperature at the inlet to the compressor drive: gas leaves the adsorber at a temperature of about 200 ° C; reducing energy consumption, compared with the prototype, for cooling the regeneration gas before it returns to the cycle; more efficient operation of the compressor drive due to the supply of moistened gas to the · · 1 combustion chamber.

Нагрев регенерационного газа выхлопными газами привода компрессоров позволяет повысить эффективность процесса сжижения за счет сокращения расхода энергии на питание нагревательных устройств.The heating of the regeneration gas by the exhaust gases of the compressor drive makes it possible to increase the efficiency of the liquefaction process by reducing the energy consumption for heating devices.

Температура газов на выходе из турбины составляет 420-480°С, причем большие значения соответствуют турбинам мощностью более 20 кВт, применяемым в составе крупных установок сжижения газа. Расход продуктов сгорания на выходе из турбины уже при уровне мощности 10-12 МВт составляет 55-75 кг/с, что более чем достаточно для организации нагрева соответствующего количества газа для регенерации цеолитов при разности температур между продуктами сгорания и газом 50-100°C (газ для регенерации цеолитов нагревают до 200-380 °C).The temperature of the gases at the outlet of the turbine is 420-480 ° C, and large values correspond to turbines with a capacity of more than 20 kW used in large gas liquefaction plants. The consumption of combustion products at the turbine exit already at a power level of 10-12 MW is 55-75 kg / s, which is more than enough to organize the heating of an appropriate amount of gas for zeolite regeneration at a temperature difference between combustion products and gas of 50-100 ° C ( gas for the recovery of zeolites is heated to 200-380 ° C).

Предложенный способ позволяет снизить расход газа на собственные нужды на 10-20%. Его особенно целесообразно использовать на крупных установках сжижения природного газа, например, с целью последующего транспорта сжиженного природного газа танкерами-метановозами.The proposed method allows to reduce gas consumption for own needs by 10-20%. It is especially advisable to use it in large natural gas liquefaction plants, for example, for the purpose of subsequent transport of liquefied natural gas by methane tankers.

Claims (2)

Изобретение относитс  к газовой промьаиленности,: а именно к способам сжижени  природного газа. Наиболее близким техническим решением к предлагаеметлу  вл етс  способ сжижени  природного газа,вклю чающий сжатие газа в компрессоре с газовым приводом, глубокую осушку его цеолитами, охлаждение осушенного газа хладагентом внешнего парокомпрессорного холодильного цикла, выделение в процессе охлаждени  углеводородов С и выше, последующее сжижение газа и нагрев части осушенного газа дл  регенерации цеолитов 1 .. Недостатки известного способа заключаютс  в использовании в качестве топлива привода газа, подавае мого на сжижение, нагрев регенерационного газа и огневом подогревателе , на что расходуют часть перераба тываемого газа, сжатие регенерацион ного газа, необходимое дл  его возв ращени  в цикл,, а также необходимость глубокой осушки регенерационного газа. Перечисленное приводит к снижению эффективности процесса сжи жени . Цель изобретени  - повышение экономичности процесса сжижени  за счет снижени  расхода газа на подогрев , расхода энергии на сжатие регенерационного газа и более эффективного использовани  топливного газа. Указанна  цельдостигаетс  тем, что согласно способу сжижени  .природного газа, включающему сжатие газа в компрессоре с газовым приводом, глубокую осушку его цеолитами, охлаждение осушенного газа хладагентом внешнего паро-компрессионного холодильного цикла, выделение в процессе охлаждени  углеводородов Cjg и выше и их нагрев путем рекуперативного теплообмена с охлаждаемым природным газом, последующие сжижение газа, нагрей части осушенного газа дл  регенерации цеолитов выхлопными: газами приводов компрессоров, смешивание газа после регенерации цеолитов с выделенными углеводородами С«2 и выше и подачу полученной смеси в газовые приводы компрессоров, газ после, регенерации цеолитов смешиваиот с выдел емыми в процессе охлаждени  углеводородами С и выше и полученную смесь подают в газовый привод коми- . рессора, а нагрев газа дл  регенерации цеолитов ведут выхлопными газам приводов компрессоров. Кроме того, углеводороды С, и вы ше перед смешиванием предварительно нагревают путем рекуперативного теп лообмена с охлаждаемым природным га зом. На чертеже представлена технологическа  схема сжижени  природного газа. Газ от месторождени  поступает в компрессор .1 с приводом 2 от газо турбины или поршневого газового двигател . Сжатый газ направл ют в адсорбер 3, где осуществл ют его осушку. Часть осушенного газа отвод т в адсорбер 4, прошедший стадию регенерации, дл  охлаждени  цеолита . Из адсорбера 4 газ подают на ре генерацию цеолита в адсорбере 5, предварительно нагрева  его продуктами сгорани  привода компрессоров в теплообменнике 6. Из адсорбера 5 газ регенерации подают в привод 2 компрессора 1 и (или) в газовый дви гатель 7 компрессора 8 хладагента в качестве топлива. Поток газа из адсорбера 3 Направл ют в теплообменник 9, где охлаждают, конденсируют переохлаждают холодильным агентом, сжатым в компрессоре 8. Фракции С, и выше выдел ют из сжиженного газа вСепараторе 10. Сжиженный газ подаю в резервуар И и далее, например, в танкеры 12. Рекуперируют холод подогрева выделенной жидкости в теп лообменнике 9, образовавшуюс  смерь раздел ют в сепараторе 13. Газ регенерации, который вывод т из адсорбера 5, смешивают с фракци ми , или их частью, выделенными в сепараторе 13; и с помощью эжектора 14 с газом, испар ющимс  из резервуа ра 11. Адсорберы 3-5 периодически переключают. Так, например, через определенный промежуток времени осуш ку газа осуществл ют в адсорбере 4, адсорбер 5 охлаждают, а. адсорбер 3 регенерируют. Смешение отсепарированных и предварительно нагретых фракций С и выше с регенерационным газом и исполь зование смеси в качестве топливного газа позвол ет повысить экономичность процесса сжижени  за счет снижени , по сравнению с прототипом рас хода энергии (исключение из-схемы компрессора) на дожатие регенерацион ного газа до исходного давлени ; .повышени  температуры газа на входе в привод компрессора: из адсорберов газ выходит с температурой около 200°С; снижени  расхода энергии, по сравнению с прототипом, на охлаждени регенерационного газа перед его возвращением в цикл; более эффективной работы привода компрессоров вследствие подачи в камеры сгорани  увлажненного газа. Нагрев регенерационного газа вынлопными газами привода компрессоров позвол ет повысить эффективность процесса сжижени  за счет сокращени  расхода энергии на питание нагревательных устройств. Температура газов на выходе из турбины составл ет 420-480с, причем большие значени  соответствуют турбинам мощностью более 20 кВт, примен емым в составе крупных установок сжижени  газа. Расход продуктов сгорани  на выходе из турбины уже при уровне мощности 10-12 МВт составл ет 55-75 кг/с, что более чем достаточно дл  орга 1изации нагрева соответствующего количества газа дл  регенерации цеолитов при разности температур между продуктами сгорани  и газом 50-100 С (газ дл  регенерации цеолитов нагревают до 200-380 с). Предложенный способ позвол ет снизить расход газа на собственные нужды на 10-20%. Его особенно целесообразно использовать на крупных установках сжижени  природного газа, например, с целью последующего транспорта сжиженного природного газа танкерами-метановозами. Формула изобретени  1.Способ переработки природного газа, включающий сжатие газа в компрессоре с газовым приводом,глубокую осушку его цеолитами, охлаждение осушенного газа хладагентом внешнего паро-компрессионного холодильного цикла, выделение в процессе охлаждени  углеводородов С и выше, последующее сжижение газа и нагрев части осушенного газа дл  регенерации цеолитов, отличающийс  тем, что, с целью повы- i шени  экономичности способа, газ после регенерации цеолитов смешивают с выдел емыми в -процессе охлаждени  углеводородами С ,2 и выше и полученную смесь подают в газовый привод компрессора, а нагрев газа дл  регенерации цеолитов ведут выхлопными газами приводом компрессоров . The invention relates to gas permeability, namely to methods for liquefying natural gas. The closest technical solution to the proposal is a method of liquefying natural gas, including compressing gas in a gas-driven compressor, deep drying it with zeolites, cooling the dried gas with an external vapor-compressor refrigeration cycle refrigerant, liberating hydrocarbons C and above in the course of cooling, subsequent liquefying the gas and heating a part of the dried gas to regenerate zeolites 1. The disadvantages of this method are the use of a gas drive for liquefaction as a fuel a regeneration gas rotor and a fired heater, for which part of the gas being processed is spent, the regeneration gas compression required to return it to the cycle, as well as the need for deep drying of the regeneration gas. This entails a decrease in the efficiency of the liquefaction process. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the liquefaction process by reducing the gas consumption for heating, the energy consumption for compression of the regeneration gas and more efficient use of the fuel gas. This goal is achieved by the fact that according to the method of liquefying natural gas, which includes compressing gas in a gas-driven compressor, deep drying it with zeolites, cooling the dried gas with an refrigerant of an external vapor-compression refrigeration cycle, releasing Cjg and above hydrocarbons and heating them by recuperative cooling heat exchange with cooled natural gas, subsequent liquefaction of gas, heat up part of the dried gas for regeneration of zeolites by exhaust: gases from compressor drives, mixing gas after regenerating zeolites with isolated C 2 hydrocarbons and higher and feeding the resulting mixture into gas drives of compressors, gas after, regenerating zeolites with hydrocarbons C and higher released during cooling, and the resulting mixture is fed into a gas drive com. the spring, and the heating of the gas to regenerate the zeolites lead to the exhaust gases of the compressor drives. In addition, hydrocarbons C, and higher before mixing, are preheated by recuperative heat exchange with a cooled natural gas. The drawing shows a flow chart for the liquefaction of natural gas. Gas from the field enters the compressor .1 with a drive 2 from a gas turbine or a piston gas engine. The compressed gas is sent to the adsorber 3 where it is dried. A portion of the dried gas is diverted to the adsorber 4, which has passed the regeneration stage, to cool the zeolite. From adsorber 4, gas is fed to re-generation of zeolite in adsorber 5, preheating it with combustion products to drive compressors in heat exchanger 6. From adsorber 5, regeneration gas is fed to drive 2 of compressor 1 and (or) to the gas engine 7 of compressor 8 of the refrigerant as fuel . The gas flow from the adsorber 3 is sent to the heat exchanger 9, where it is cooled, condensed and supercooled with a refrigerant compressed in compressor 8. Fractions C and above are separated from liquefied gas in Separator 10. Liquefied gas is fed to tank I and then, for example, to tankers 12. Recover the cold of preheating the separated liquid in the heat exchanger 9, the resulting death is separated in the separator 13. The regeneration gas, which is removed from the adsorber 5, is mixed with the fractions, or part of them, separated in the separator 13; and with the help of ejector 14 with gas evaporating from reservoir 11. Adsorbers 3-5 are periodically switched. For example, after a certain period of time, gas drying is carried out in the adsorber 4, the adsorber 5 is cooled, and. adsorber 3 regenerate. Mixing separated and preheated fractions C and higher with regeneration gas and using the mixture as fuel gas improves the efficiency of the liquefaction process by reducing the energy consumption (exclusion from the compressor circuit) by reducing the regeneration gas to initial pressure; Increasing the temperature of the gas at the entrance to the compressor drive: gas leaves the adsorbers with a temperature of about 200 ° C; reducing energy consumption, compared with the prototype, to cool the regeneration gas before returning to the cycle; more efficient operation of the compressor drive due to the supply of humid gas to the combustion chambers. Heating the regeneration gas with exhaust gases from the compressor drive makes it possible to increase the efficiency of the liquefaction process by reducing the energy consumption for powering the heating devices. The gas temperature at the turbine outlet is 420-480s, with high values corresponding to turbines with a capacity of more than 20 kW used as part of large gas liquefaction plants. The consumption of combustion products at the exit from the turbine already at a power level of 10–12 MW is 55–75 kg / s, which is more than enough to organize the heating of an appropriate amount of gas to regenerate zeolites at a temperature difference between the combustion products and gas 50–100 ° C (gas for zeolite regeneration is heated to 200-380 s). The proposed method allows to reduce gas consumption for own needs by 10-20%. It is especially expedient to use it at large liquefaction plants of natural gas, for example, for the purpose of the subsequent transport of liquefied natural gas by methane tankers. Claim 1. Method of processing natural gas, including compressing gas in a gas-driven compressor, deep drying it with zeolites, cooling dried gas with a refrigerant from an external vapor-compression refrigeration cycle, releasing hydrocarbons C and above during the cooling process, then liquefying the gas and heating a part of the dried zeolite regeneration gas, characterized in that, in order to increase the efficiency of the process, the gas after zeolite regeneration is mixed with hydrocarbons C, 2 liberated in the cooling process above, and the resulting mixture was fed into a gas compressor drive, and heating the gas for regenerating the zeolites are exhaust driven compressor. 2.Способ по п. 1, о т л и ч а ющ и и с   тем, что углеводороды Cj. и выше перед смешиванием предварительно нагревают путем рекуперативного теплообмена с охлаждаемым природным газом. Источники информации, прин тые во внимание при экспертизе 1. Чириков К.Ю. и др. Производство сжиженного природного газа. НТО ВНИИЭ Газпром, М., 1976, с. 10-20.2. A method according to claim 1, in which the hydrocarbons are Cj. and above, prior to mixing, it is preheated by recuperative heat exchange with cooled natural gas. Sources of information taken into account during the examination 1. Chirikov K.Yu. and others. Production of liquefied natural gas. NTO VNIIE Gazprom, M., 1976, p. 10-20.
SU802969529A 1980-08-06 1980-08-06 Natural gas processing method SU947594A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU802969529A SU947594A1 (en) 1980-08-06 1980-08-06 Natural gas processing method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU802969529A SU947594A1 (en) 1980-08-06 1980-08-06 Natural gas processing method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU947594A1 true SU947594A1 (en) 1982-07-30

Family

ID=20913146

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU802969529A SU947594A1 (en) 1980-08-06 1980-08-06 Natural gas processing method

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU947594A1 (en)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1055948C (en) * 1995-10-30 2000-08-30 中国船舶工业总公司第七研究院第七一一研究所动力装置研究发展部 Reclaiming and reliquefying method and its equipment for liquefied gas venting to atmosphere
RU2493510C2 (en) * 2007-04-04 2013-09-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method and device for separation of one or more c2+hydrocarbons from hydrocarbon flow with mixed phases
RU2673972C1 (en) * 2017-12-26 2018-12-03 Андрей Владиславович Курочкин Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options)
RU2688062C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas installation
RU2692610C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas production unit
RU2692584C1 (en) * 2018-10-29 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2692613C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefaction of natural gas (versions)
RU2711374C2 (en) * 2018-10-22 2020-01-16 Л'Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур Л'Этюд Э Л'Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод Natural gas liquefaction method and installation
RU2770777C1 (en) * 2021-05-07 2022-04-21 Публичное акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1055948C (en) * 1995-10-30 2000-08-30 中国船舶工业总公司第七研究院第七一一研究所动力装置研究发展部 Reclaiming and reliquefying method and its equipment for liquefied gas venting to atmosphere
RU2493510C2 (en) * 2007-04-04 2013-09-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method and device for separation of one or more c2+hydrocarbons from hydrocarbon flow with mixed phases
RU2692610C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas production unit
RU2673972C1 (en) * 2017-12-26 2018-12-03 Андрей Владиславович Курочкин Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options)
RU2711374C2 (en) * 2018-10-22 2020-01-16 Л'Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур Л'Этюд Э Л'Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод Natural gas liquefaction method and installation
RU2692613C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefaction of natural gas (versions)
RU2688062C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas installation
RU2692584C1 (en) * 2018-10-29 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2770777C1 (en) * 2021-05-07 2022-04-21 Публичное акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0551876B1 (en) Process for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas
USRE39826E1 (en) Comprehensive natural gas processing
EP0658245B1 (en) Process and apparatus for producing liquid carbon dioxide
JP5909510B2 (en) Cryogenic air separation method and system
US7007453B2 (en) Power system and method
US8156725B2 (en) CO2 capture during compressed air energy storage
CN109173558B (en) Low-energy-consumption carbon dioxide capturing and sealing technology and system
SU947594A1 (en) Natural gas processing method
WO2006043820A1 (en) Method for removing and recovering co2 from an exhaust gas
CN102448580A (en) Improved configurations and methods for high pressure acid gas removal
CN103097843A (en) Energy efficient production of co2 using single stage expansion and pumps for elevated evaporation
CA2771558A1 (en) Method and device for treating a carbon dioxide-containing gas stream
JP3640023B2 (en) Emission CO2 recovery system
US4521398A (en) Controlled temperature expansion in oxygen production by molten alkali metal salts
CA2772146A1 (en) Method and device for treating a carbon dioxide-containing gas stream
CN114777419A (en) System and method for flue gas compression energy storage coupling carbon capture
MXPA05003333A (en) Reduced carbon dioxide emission system and method for providing power for refrigerant compression and electrical power for a light hydrocarbon gas liquefaction process.
RU2280826C2 (en) Method and plant for partial natural gas liquefaction
JPS62163724A (en) Method and apparatus for separating gaseous mixture
CN114382562B (en) Shunt recompression pure oxygen combustion circulation system
WO1995029371A1 (en) Sorption cooling of compressor inlet air
RU2270233C1 (en) Method of combined purification of a natural gas and the device for its realization
SU1441139A1 (en) Installation for producing heat, refrigerant and carbon dioxide
RU2791272C1 (en) Adsorption installation for natural gas preparation and transportation
AU2012301211A1 (en) Method and system for removing carbon dioxide from flue gases