Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа



Владельцы патента RU 2629047:

Мнушкин Игорь Анатольевич (RU)

Изобретение может быть использовано для обеспечения экспорта природного газа. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности: звено сепарации и замера природного газа, звено очистки природного газа от ртути и метанола, звено очистки природного газа от кислых примесей, звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов. Изобретение решает задачу разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо-нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа представляет собой системный подход к решению логистическо-промышленной задачи транспорта природного газа от месторождения до потребителя и может быть использован для обеспечения экспорта природного газа.

Природный газ как в настоящее время, так и в обозримом будущем является одновременно наиболее экологически чистым видом топлива и ценным сырьем для газо- и нефтехимических предприятий. Российская Федерация занимает первое место в мире по разведанным запасам природного газа (25%) и его добыче (18%). Трубопроводный экспорт природного газа обеспечивает значительную долю доходной части бюджета страны. Однако с учетом современного снижения объема закупок природного газа, транспортируемого в европейские страны по системе магистральных трубопроводов, необходимо развитие иных путей транспорта природного газа от месторождения до потребителя. С учетом того, что значительная часть мощных газовых месторождений расположена в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока, а дефицит топлива сохраняется в странах тихоокеанского региона, одним из наиболее перспективных направлений экспорта природного газа становится морской транспорт сжиженного природного газа на специализированных судах. При этом формируется цепочка самостоятельных предприятий, обладающая рядом недостатков.

Известен также интегрированный способ сжижения природного газа и выделения жидкости из природного газа, включающий охлаждение потока исходного сырья, содержащего легкие углеводороды, в одном или более теплообменниках, где указанный исходный поток охлаждается и частично конденсируется за счет косвенного теплообмена, поступает в газожидкостной холодный сепаратор с разделением на верхний газообразный и нижний жидкий потоки, которые далее поступают в фракционирующую систему с ректификационными колоннами разделения легких фракций и тяжелых фракций (а) или колонну-деметанизатор (б), при этом верхний газообразный поток вводят в нижнюю часть ректификационной колоны, разделяющей легкие фракции, (а) или в верхнюю часть колонны-деметанизатора (б), а нижний жидкий поток вводят в среднюю часть ректификационной колонны, разделяющей тяжелые фракции, (а) или среднюю часть колонны-деметанизатора (б), вывод газовых и жидкостных потоков из фракционирующей системы осуществляют соответственно с верха и низа фракционирующих колонн (а) или колонны-деметанизатора (б), при этом если система фракционирования имеет легкий и тяжелый остатки фракционирующих колонн, то кубовый поток жидкости из нижней части колонны разделения легких фракций вводят в верхнюю часть ректификационной колонны разделения тяжелых фракций (а) (патент US 20140182331 A1, МПК F25J 3/02, заявлен 30.12.2013, опубликован 03.07.2014).

Недостатками данного изобретения являются:

1) отсутствие очистки природного газа от сернистых соединений, вызывающих интенсивную коррозию оборудования комплекса, работающего под высоким давлением;

2) отсутствие очистки природного газа от паров воды и диоксида углерода, осложняющих их эксплуатацию оборудования комплекса, работающего под высоким давлением;

3) проблематичность реализации данного способа сжижения природного газа, содержащего гелий, азот, метан, этан, углеводороды С3 и выше, по причине неизбежного содержания ингибиторов образования кристаллогидратов в поступающем природном газе;

4) отсутствие связи с дальнейшей системой транспорта сжиженного природного газа, накладывающее ограничения на значения параметров товарного продукта (температура и давление);

5) отсутствие системы утилизации природного газа и его компонентов, необходимой при их аварийных сбросах, а также при последующем хранении сжиженного газа в резервуарах.

Известен комплекс хранения сжиженного природного газа, содержащий криогенные емкости с сжиженным природным газом и атмосферный испаритель, блок запорно-предохранительной и контрольно-измерительной аппаратуры, а также криогенный насос высокого давления, обеспечивающий подачу сжиженного природного газа из емкостей в испаритель и размещенный внутри сооружения котлованного типа из железобетона, имеющего сверху песчаную обсыпку и разделенного на два помещения теплоизолированной стенкой, в одном из которых, оборудованном линией сброса избыточного давления с обратным клапаном, расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос высокого давления, а в другом расположен атмосферный испаритель, через который проходит линия подачи атмосферного воздуха с компрессором, направленная после испарителя в помещение, где расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос, а линия природного газа с запорно-регулирующей арматурой проходит от емкостей сжиженного природного газа через испаритель и направлена к потребителям (патент на изобретение RU 2446344 C1, МПК F17С03/00, заявлен 24.01.2011, опубликован 27.03.2012).

Недостатками данного изобретения являются:

1) невозможность регулирования качества сжиженного природного газа из-за отсутствия соответствующей аппаратуры для очистки сжиженного природного газа, например удаления корродирующих компонентов или компонентов с низкой теплотворной способностью;

2) поддержание низкой температуры сжиженного природного газа за счет испарения части сжиженного природного газа, повышающего энергоемкость системы хранения;

3) жесткая связь работы комплекса хранения сжиженного природного газа с графиками поставки природного газа, расход которого является независимым параметром, усложняющим управление комплексом.

Известен метод декантирования криогенной жидкости из резервуара, состоящий из стадий: а) подачи криогенной жидкости из резервуара для хранения в виде сосуда Дьюара, что создает газ в результате разгерметизации и подогрева криогенной жидкости, б) подачи газа, созданного на стадии а) в клапан выхода, и в) подачи генерированного газа на пирофакел для сгорания (патент WO 2015142645 A1, МПК F17С 9/02, заявлен 13.03.2015, опубликован 24.09.2015).

Основным недостатком данного изобретения является нерациональное сжигание газа с одновременным нанесением экологического ущерба окружающей среде.

Известен способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации, согласно которому природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, очищают от примесей и компримируют перед разделением газа на технологический и продукционный потоки: технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, при этом технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, а жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (патент на изобретение RU 2541360C1, МПК F25J01/00, заявлен 20.02.2014, опубликован 10.02.2015).

Недостатками данного изобретения являются:

отсутствие стадии очистки природного газа от сернистых соединений, вызывающих интенсивную коррозию работающего под высоким давлением оборудования комплекса;

неэффективность отделения тяжелых углеводородов от природного газа в сопловом аппарате детандера по причине обеспечения в данном случае отделения тяжелых углеводородов с помощью однократной конденсации на одном псевдоконтактном устройстве, когда большая часть тяжелых углеводородов остается в газовом потоке и далее безвозвратно теряется как потенциальное нефтехимическое сырье;

узкая направленность изобретения: сжижение небольшой части природного газа, поступающего в одну из газораспределительных станций г. Екатеринбурга и транспортируемого потребителю автотранспортом, делает невозможным использование разработанных решений для сжижения млрдм3/год природного газа мощных восточных месторождений.

Анализ патентной и технической литературы показал, что для создания возможности эффективной разработки и эксплуатации новых мощных и удаленных месторождений природного газа, его последующей переработки с получением широкого ассортимента продуктов газо- и нефтехимии и высококачественного товарного сжиженного природного газа недостаточно строительство ряда многочисленных самостоятельных предприятий.

При создании изобретения ставилась задача разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо- и нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду.

Поставленная задача может быть решена за счет того, что формируется комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:

- звено сепарации и замера природного газа, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование расхода природного газа и регулирование температуры природного газа в диапазоне 16-30 °С за счет подогрева горячим маслом;

- звено очистки природного газа от ртути и метанола, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации чистого метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в сжиженном природном газе;

- звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного сжиженного природного газа и для исключения возможности появления твердых отложений;

- звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110 °С с периодической регенерацией цеолитов при температуре 220-240 °С за счет собственного подготовленного природного газа – на стадии пуска и за счет отпарного газа – на стадии эксплуатации;

- звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90 оС в зависимости от исходного содержания этих примесей в природном газе посредством использования внешнего хладагента или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения сжиженного газа;

- звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено рецикла хладагента, представляющее собой замкнутый контур рециркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента для обеспечения холодом звена сжижения природного газа;

- звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из собственного природного газа;

- звено компримирования хладагента, предусматривающее компрессор для сжижения хладагента;

- звено хранения сжиженного природного газа с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части сжиженного природного газа в наземном исполнении и второй части сжиженного природного газа в морском исполнении;

- звено отгрузки сжиженного природного газа, предусматривающее подзвено – терминал наземного исполнения – для транспортировки сжиженного природного газа до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено – терминал морского исполнения – для закачки сжиженного природного газа из морского хранилища в газовоз;

- звено компримирования отпарного газа, предусматривающее возврат отпарного газа в звено сжижения за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени до давления 2,0-3,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов и возвращают насыщенный влагой и примесями газ регенерации на третью ступень, на третьей ступени до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше и подзвене рецикла хладагента звена сжижения природного газа, для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа и хранения сжиженного природного газа;

- звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов, предусматривающее превращение содержащихся в стабильном конденсате меркаптанов в сульфиды.

Предлагаемая звеньевая структура комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет за счет наличия как традиционных прямых связей, так и дополнительных обратных:

- совместить в границах единого комплекса непрерывный процесс переработки природного газа с получением товарного сжиженного природного газа и стабильного конденсата, непрерывный процесс налива и хранения товарного сжиженного природного газа в резервуарах и периодический процесс отгрузки сжиженного природного газа в газовозы;

- обеспечить стабилизацию температуры природного газа независимо от параметров сырьевого природного газа и температуры окружающей среды;

- обеспечить очистку природного газа от примесей ртути и метанола, сероводорода и двуокиси углерода, меркаптанов и воды;

- обеспечить в ходе реализации технологического процесса переработки природного газа сжатие газа с целью создания давления, необходимого для процесса сжижения природного газа и самотечного транспорта сжиженного природного газа к звену хранения сжиженного природного газа;

- выделить из природного газа тяжелые углеводороды С5 и выше, одновременно получая при этом крупнотоннажное сырье нефтехимической промышленности и исключая риски образования твердых отложений в виде кристаллизированных углеводородов в сжиженном природном газе;

- сформировать различные комбинации хладагента путем смешения индивидуальных веществ, полученных путем извлечения из природного газа индивидуальных веществ или приобретенных со стороны;

- обеспечить подпитку хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа;

- сформировать оптимальную систему хранения сжиженного природного газа в месте расположения комплекса;

- обеспечить за счет обратных связей транспортировку отпарного газа из морского хранилища и/или газовоза с сжатием его холодным компрессором до 0,2 МПа и последующим впрыском в поток отпарного газа сжиженного природного газа для поддержания температуры минус 160 оС в систему сжижения для последующего использования.

Целесообразно в звене очистки природного газа от кислых примесей со стадии регенерации насыщенного абсорбента в качестве товарного продукта выводить поток чистой двуокиси углерода.

Целесообразно в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше удаление примесей осуществлять за счет низкотемпературной ректификации с использованием эффекта расширения посредством детандера, последующего абсорбционного фракционирования, стабилизации конденсата и компримирования очищенного природного газа для подачи в звено сжижения природного газа или за счет короткоцикловой адсорбции на цеолитах с получением очищенного газа, направляемого в звено сжижения природного газа, и отдувочного газа, направляемого на компримирование и последующую сепарацию с получением отсепарированного газа, используемого в качестве топлива или в системе сжижения, и отсепарированной жидкости, подаваемой на стабилизацию для выработки товарного конденсата, что позволяет снизить энергетические затраты за счет производства холода в детандере с одновременной передачей крутящего момента на вал компрессора, а также капитальные и эксплуатационные затраты на проведение короткоцикловой адсорбционной очистки благодаря значительному уменьшению размеров адсорберов и объему загруженных цеолитов.

Целесообразно также дожимное сжатие природного газа в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше осуществлять до давления 7,5 МПа, что позволяет транспортировать сжиженный природный газ от звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше до звена хранения сжиженного природного газа и передавливать сжиженный природный газ из резервуаров хранения в газовозы.

На фигуре 1 представлена схематичная иллюстрация заявляемого комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа, где используются следующие обозначения:

100 – блок подготовки;

101 – звено сепарации и замера природного газа;

102 – звено очистки природного газа от ртути и метанола;

103 – звено очистки природного газа от кислых примесей;

104 – звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа;

105 – звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше;

200 – блок сжижения;

201 – звено сжижения природного газа;

202 – звено хранения и компаундирования компонентов хладагента;

203 – звено компримирования хладагента;

300 – блок хранения и отгрузки;

301 – звено хранения сжиженного природного газа;

302 – звено отгрузки сжиженного природного газа;

303 – звено компримирования отпарного газа;

304 – звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов;

1-20 – линии.

Сырьевой природный газ из магистрального трубопровода подают в блок подготовки 100, содержащий следующие звенья: звено сепарации и замера природного газа 101, звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, звено очистки природного газа от кислых примесей 103, звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104 и звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105. Сырьевой природный газ поступает по линии 1 с температурой 0-20 °С и давлением до 11,0 МПа в звено сепарации и замера природного газа 101, где происходит удаление из природного газа жидкостной пробки и поддержание давления на уровне не более 7,0 МПа и температуры на уровне 20 °С для стабильной работы остальных звеньев комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа. Отсепарированный природный газ далее по линии 2 направляют в звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, где предварительно подогретый газ последовательно пропускают через адсорберы и промывочную колонну, соответственно. Периодическая регенерация цеолитов осуществляется при температуре 220-240 °С за счет собственного подготовленного природного газа – на стадии пуска и за счет отпарного газа – на стадии эксплуатации, подогрев которых осуществляется с помощью горячего масла или водяного пара. Очищенный от ртути и метанола природный газ по линии 3 поступает в звено очистки природного газа от кислых примесей 103 и снизу вверх проходит колонну аминовой очистки, после чего охлаждается за счет последовательной передачи тепла потокам очищенного от ртути и метанола природного газа и отсепарированного природного газа. Очищенный от кислых примесей природный газ по линии 4 направляется в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104, где параллельно пропускают в нисходящем направлении через адсорберы для удаления с помощью молекулярных сит оставшейся воды до уровня, близкого к нулю, и для удаления с помощью слоя селективного адсорбента меркаптанов.

Осушенный природный газ по линии 5 подают в звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105, где давление газа после предварительного охлаждения до температуры минус 55 – минус 70 °С снижают посредством детандера до 2,0-3,5 МПа в зависимости от давления сырьевого природного газа, поступающего на комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, отводимый из детандера газ фракционируют в ректификационных колоннах. После разделения в ректификационных колоннах из звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105 по линии 6 подготовленный природный газ подается в блок сжижения 200, а фракция тяжелых углеводородов С5 и выше в виде стабильного конденсата по линии 10 – в блок хранения и отгрузки 300.

Блок сжижения 200 включает: звено сжижения природного газа 201, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, звено компримирования хладагента 203. Подготовленный природный газ по линии 6 поступает в звено сжижения природного газа 201. Каждая линия сжижения природного газа состоит из трех последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике: предварительного холодильника, ожижителя и переохладителя, которые размещены в едином герметичном корпусе. Подготовленный природный газ последовательно охлаждают сначала до минус 40 – минус 70 °С, затем полностью конденсируют при температуре минус 90 – минус 120 °С, а после дросселирования до промежуточного давления 2,0-2,5 МПа переохлаждают до температуры минус 150 – минус 155 °С. Переохлаждённый сжиженный природный газ по линии 7 направляется в блок хранения и отгрузки 300.

Холодопроизводительность для звена сжижения природного газа 201 обеспечивается закрытым циклом смешанного хладагента, содержащего азот, метан, этилен, а также, в зависимости от источника индивидуальных веществ, этан, пропан, пропилен и бутан. Хранение индивидуальных веществ и получение хладагента необходимого состава обеспечивается звеном хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, из которого по линии 12 осуществляется подпитка хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа. В звене компримирования хладагента 203 применяют компрессор для сжижения хладагента, поступающего по линии 15 из звена сжижения природного газа 201 при температуре минус 10 – плюс 15 °С и давлении 0,7 МПа. Хладагент сжимают на первой стадии цикла компрессора до 2,77 МПа. После охлаждения компримированного хладагента от температуры 85-105 °С до 2-35 °С (в зависимости от климатических условий) и частичной конденсации под действием окружающего воздуха осуществляют отделение жидкости от газа, далее газ дополнительно сжимают на второй стадии цикла компрессора до 5,0 МПа с последующей отправкой по линии 13 в звено сжижения природного газа 201, а жидкость по трубопроводу 14 направляют в змеевик предварительного охлаждения звена сжижения природного газа 201, где переохлаждают до температуры минус 40 – минус 70 °С и в последствии дросселируют в клапане до давления 0,7 МПа.

Блок хранения и отгрузки 300 включает: звено хранения сжиженного природного газа 301, звено отгрузки сжиженного природного газа 302, звено компримирования отпарного газа 303 и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов 304. Звено хранения сжиженного природного газа 301, куда направляется переохлажденный сжиженный природный газ по линии 7 после звена сжижения природного газа 201, включает необходимое количество резервуаров, снабженных насосами, которые перекачивают сжиженный природный газ по линии 8 в звено отгрузки сжиженного природного газа 302. Отпарные газы, образующиеся при хранении сжиженного природного газа в резервуарах, по линии 16 подают в звено компримирования отпарного газа 303. После звена отгрузки сжиженного природного газа 302 сжиженный природный газ направляют по линии 9 в газовоз для отгрузки потребителям. При отгрузке сжиженного природного газа из звена отгрузки сжиженного природного газа 302 образуется отпарной газ, который подают по линии 17 в звено компримирования отпарного газа 303, при этом его предварительно сжимают компрессором и впрыскивают в него сжиженный природный газ в объеме, необходимом для его охлаждения до минус 160 °С. Из звена компримирования отпарного газа 303 часть отпарного газа после второй ступени сжатия при давлении 2,0-3,0 МПа направляют в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104 по линии 20 для регенерации цеолитов в период эксплуатации, после чего насыщенный влагой и примесями газ регенерации по линии 19 возвращают в звено компримирования отпарного газа 303 на третью ступень сжатия. Часть отпарного газа по линии 18 подают на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом. Вторая часть отпарного газа из звена компримирования отпарного газа 303 по линии 21 подают в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки от тяжелых углеводородов С5 и выше 105 и звене компримирования хладагента 203.

Направляемая по линии 10 фракция тяжелых углеводородов С5 и выше в виде стабильного конденсата поступает в звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов 304 для последующей передачи потребителям по линии 11.

По заявляемому изобретению, реализуемому согласно технологической схеме, приведенной на фигуре 1, выполнено математическое моделирование комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа.

Таким образом, заявленный комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет решить задачу разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо- и нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду.

1. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:

- звено сепарации и замера природного газа, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование расхода природного газа и регулирование температуры природного газа в диапазоне 16-30 °С за счет подогрева горячим маслом;

- звено очистки природного газа от ртути и метанола, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации чистого метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в сжиженном природном газе;

- звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного сжиженного природного газа и для исключения возможности появления твердых отложений;

- звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110 °С с периодической регенерацией цеолитов при температуре 220-240 °С за счет собственного подготовленного природного газа – на стадии пуска и за счет отпарного газа – на стадии эксплуатации;

- звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90 оС в зависимости от исходного содержания этих примесей в природном газе посредством использования внешнего хладагента или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения сжиженного газа;

- звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено рецикла хладагента, представляющее собой замкнутый контур рециркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента для обеспечения холодом звена сжижения природного газа;

- звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из собственного природного газа;

- звено компримирования хладагента, предусматривающее компрессор для сжижения хладагента;

- звено хранения сжиженного природного газа с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части сжиженного природного газа в наземном исполнении и второй части сжиженного природного газа в морском исполнении;

- звено отгрузки сжиженного природного газа, предусматривающее подзвено – терминал наземного исполнения – для транспортировки сжиженного природного газа до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено – терминал морского исполнения – для закачки сжиженного природного газа из морского хранилища в газовоз;

- звено компримирования отпарного газа, предусматривающее возврат отпарного газа из хранилищ в звено сжижения природного газа за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени до давления 2,0-3,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов и возвращают насыщенный влагой и примесями газ регенерации на третью ступень, на третьей ступени до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше и подзвене рецикла хладагента звена сжижения природного газа, для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа и хранения сжиженного природного газа;

- звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов, предусматривающее превращение содержащихся в стабильном конденсате меркаптанов в сульфиды.

2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в звене очистки природного газа от кислых примесей со стадии регенерации насыщенного абсорбента в качестве товарного продукта выводят поток чистой двуокиси углеводорода.

3. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше удаление примесей осуществляют за счет низкотемпературной ректификации с использованием эффекта расширения посредством детандера, последующего абсорбционного фракционирования, стабилизации конденсата и компримирования очищенного природного газа для подачи в звено сжижения природного газа.

4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше удаление примесей осуществляют за счет короткоцикловой адсорбции на цеолитах с получением очищенного газа, направляемого в звено сжижения природного газа, и отдувочного газа, направляемого на компримирование и последующую сепарацию с получением отсепарированного газа, используемого в качестве топлива или в системе сжижения, и отсепарированной жидкости, подаваемой на стабилизацию для выработки товарного конденсата.

5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что дожимное сжатие природного газа в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше осуществляют до давления 7,5 МПа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к области сжижения газов и их смесей, и может найти применение при сжижении природного газа, отбираемого из магистрального газопровода.

В компрессоре, приводимом в действие электрическим двигателем, сжимают, по меньшей мере, часть текучей среды. Компрессор содержит регулируемые входные направляющие лопатки, угол поворота которых можно регулировать.

Изобретение относится к отделению диоксида углерода от газового потока. Заявлены способ отделения диоксида углерода (CO2) от газового потока и устройство отделения диоксида углерода (CO2) от потока, содержащего CO2.

Изобретение может быть использовано в газовой промышленности. Способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью, включающий стадию цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей, стадию криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, азота и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и стадию извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, при этом исходный магистральный природный газ делят на три части: первую часть отправляют на выработку энергоресурсов для собственных нужд, вторую часть отправляют на выработку товарных продуктов через последовательные стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа и криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, метана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, третью часть отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа.

Изобретение относится к криогенной технике. Способ сжижения природного газа включает очистку природного газа от тяжелых углеводородов, сернистых соединений и паров ртути, смешение с технологическим газом и сжатие компрессором с двигателем внутреннего сгорания в качестве привода.

Данное изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; объединение охлажденного питающего потока природного газа со сжатым потоком орошения с формированием объединенного потока природного газа; разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций; и сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к ожижению природного газа. Холодильная машина содержит компрессор, вход которого сообщен с паровой зоной циркуляционного ресивера, а выход сообщен с жидкостной зоной циркуляционного ресивера, которая через циркуляционный насос сообщена со входом испарителя.

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Способ включает стадии: охлаждение исходного потока природного газа; введение охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделение охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; нагревание парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; пропускание по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.
Настоящее изобретение относится к способу производства жидкого водорода и электроэнергии. Способ производства водорода и/или электроэнергии включает создание системы, подходящей для производства водорода и/или электроэнергии, содержащей, по меньшей мере, устройство реформинга, приспособленное для приема сырьевого природного газа и реформинга природного газа с получением водородсодержащего газа; устройство для производства электроэнергии, приспособленное для приема, по меньшей мере, части водорода, содержащегося в водородсодержащем газе, и осуществления реформинга водорода для производства электроэнергии; и устройство для сжижения водорода, приспособленное для приема части водорода, содержащегося в водородсодержащем газе, и для сжижения водорода с получением жидкого водорода, при этом во время работы в устройство для сжижения водорода подают по меньшей мере часть электроэнергии, произведенной в устройстве для выработки электроэнергии, и во время работы из системы отводят жидкий водород и/или электроэнергию; при этом в течение первого периода природный газ направляют в устройство реформинга газа, и система работает для отвода жидкого водорода; и в течение второго периода природный газ направляют в устройство реформинга газа, и система работает для отвода электроэнергии.

Изобретение относится к криогенике. Способ сжижения природного газа включает очистку нерасширившегося газа от примесей, разделение его на три потока, первый и второй из которых подают на сжижение по тракту системы рекуперативных теплообменных аппаратов.

Изобретение относится к газовой промышленности и криогенной технике, конкретно к технологиям сжижения природного газа на газораспределительных станциях. Способ производства сжиженного природного газа включает подачу потока сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления со входа газораспределительной станции и разделение потока на продукционный и технологический потоки. Технологический поток расширяют в детандере с совершением внешней работы, подают в основной и предварительный теплообменники и подают его с низким давлением потребителю. Продукционный поток охлаждают за счет нагрева технологического с образованием газожидкостной смеси, дополнительно охлаждают и расширяют в дроссельном вентиле, на выходе из которого отделяют жидкую фазу с помощью сепаратора. Жидкую фазу направляют в хранилище или потребителям сжиженного природного газа. Оставшуюся после отделения часть потока смешивают с основным технологическим потоком и направляют на холодный вход теплообменника. Продукционный поток подвергают очистке и осушке в блоке регенеративных теплообменников за счет кристаллизации CO2 на поверхности их пластинок. После прохождения технологического потока через них осуществляют растворение CO2 и удаляют вместе с потоком газа, подаваемого потребителям в трубопровод низкого давления. Техническим результатом является повышение эффективности процесса производства сжиженного природного газа. 1 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение описывает способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа. Также раскрывается устройство для удаления тяжелых углеводородов. Технический результат заключается в обеспечении бесперебойной работы установки сжижения природного газа без увеличения парка машинного оборудования. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к системам управления компрессионных холодильных машин, а именно к способам управления процессом сжижения природного газа (СПГ), и может быть использовано для сжижения и переохлаждения природного газа. Способ управления процессом сжижения природного газа с помощью установки, работающей на смешанном хладагенте, заключается в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава поступающего в основной криогенный теплообменник хладагента с целью достижения оптимальных параметров процесса. В качестве критерия оптимальности параметров процесса используют коэффициент Карно. Состав хладагента регулируют путем непосредственного расчета на основе текущих параметров процесса и уравнения состояния (например, уравнения состояния Пенга-Робинсона) количеств вещества компонентов смешанного хладагента, необходимых для достижения в основном криогенном теплообменнике температурного профиля, соответствующего оптимальным параметрам процесса, и ввода указанных компонентов в рассчитанном количестве в основной криогенный теплообменник. Изобретение позволяет повысить эффективность цикла сжижения природного газа и, как следствие, минимизировать удельную мощность компрессора, требуемую для производства СПГ. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к газовой промышленности, а именно, к технологиям производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительных станциях. Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции (ГРС), энергонезависимый, при котором одновременно производят сжиженный и компримированный природный газ. Природный газ отбирают из магистрального газопровода, разделяют на два потока: первый поток направляют на ожижение природного газа и, одновременно с этим, второй поток направляют на компримирование природного газа. Второй поток пропускают поочередно через второй компрессор и аппарат воздушного охлаждения. Одновременно с этим, первый поток на ожижение фильтруют, очищают в адсорбере, охлаждают в по меньшей мере одном теплообменнике и разделяют на два потока: технологический и продукционный. Технологический поток направляют на детандер, с генератором которого устанавливают электрическую связь двигателей первого компрессора, который используют при ожижении продукционного потока входящего первого потока газа, и второго компрессора, который используют при компримировании входящего второго потока газа, а также двигателей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. Продукционный поток пропускают через первый компрессор, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения, затем дополнительно охлаждают в по меньшей мере одном теплообменнике и пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси. От нее отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа. Из паровой фазы формируют обратный поток, направляют его через теплообменники продукционного потока, соединив с выходящим после детандера расширенным и низкотемпературным технологическим потоком. Комплекс для реализации способа включает в себя две линии. Первая линия подачи природного газа содержит блок фильтрации, адсорбер, теплообменник и разделяется на технологическую, продукционную и обратную линии. Продукционная линия содержит первый компрессор, аппарат воздушного охлаждения и по меньшей мере один теплообменник, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа. Обратная линия берет начало в сепараторе, проходит через теплообменники продукционной линии и соединена на выходе с газораспределительной сетью. Технологическая линия содержит детандер и подключена к обратной линии, одновременно с этим вторая линия подачи природного газа содержит второй компрессор, аппарат воздушного охлаждения и соединена с потребителями компримированного природного газа, а генератор детандера связан посредством электрической связи с двигателями первого и второго компрессоров, а также с двигателями вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям производства компримированного природного газа, и может найти применение на газораспределительных станциях (ГРС). Способ производства компримированного природного газа на газораспределительной станции, при котором в месте поступления природного газа из магистральной сети в газораспределительную сеть устанавливают бустер-компрессор с газовым приводом, направляют в бустер-компрессор природный газ из магистральной сети и используют этот газ одновременно в качестве приводного и компримируемого газов. В процессе работы бустер-компрессора производят компримированный природный газ для технологических нужд и, одновременно с этим, отработанный природный газ из привода бустер-компрессора направляют потребителям в газораспределительную сеть. Изобретение направлено на повышение энергетической эффективности процессов производства компримированного природного газа на ГРС. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к комплексным технологиям и устройствам для сжижения природного газа и извлечения газоконденсатных жидкостей. 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. Техническим результатом является снижение потребления энергии установкой сжиженного природного газа. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 27 ил.

Обеспечены способы и системы для производства сжиженного природного газа (СПГ) с одним замкнутым контуром охлаждения со смесью холодильных агентов. Установки для сжижения природного газа, выполненные согласно вариантам выполнения настоящего изобретения, включают в себя контуры охлаждения, оптимизированные для обеспечения повышенной эффективности и улучшенных эксплуатационных качеств с минимальными дополнительными оборудованием или расходами. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть применено для частичного сжижения в каскадных установках на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов. Отбирают поток природного газа из магистрального газопровода на ГРС, предварительно осушают, очищают и направляют его в многопоточный теплообменник. Затем в испаритель нижнего каскада двухкаскадной холодильной машины, где природный газ охлаждается до температуры начала его конденсации и, по крайней мере, частично конденсируется. В нижнем и верхнем каскадах холодильной машины циркулируют хладагент нижнего каскада и хладагент верхнего каскада, которые представляют собой чистый химический компонент или азеотропную смесь, кипящую при постоянной температуре в испарителе нижнего каскада и верхнего каскада соответственно. После испарителя нижнего каскада природный газ расширяют в расширительном устройстве, а затем подают в сборник-сепаратор. Его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого в качестве товарного продукта, и обратный поток несжиженного природного газа. Обратный поток подают в многопоточный теплообменник в качестве среды, охлаждающей природный газ, после чего отводят в распределительный газопровод на ГРС. Часть паров хладагента нижнего каскада, отгоняемых из испарителя нижнего каскада, направляется для предварительного охлаждения природного газа в многопоточный теплообменник. Природный газ на выходе из испарителя нижнего каскада имеет температуру, равную сумме температуры кипения хладагента и температурной недорекуперации в испарителе нижнего каскада. При увеличении расхода газа через ГРС в холодный период года увеличивают величину расхода природного газа, поступающего на сжижение, относительно величины расхода, обеспечивающего максимально достижимый коэффициент сжижения природного газа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к технологии сжижения природного газа. Способ сжижения природного газа заключается в том, что подготовленный природный газ предварительно охлаждают, отделяют этан, переохлаждают сжижаемый газ с использованием охлажденного азота в качестве хладагента, снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный природный газ. При этом перед предварительным охлаждением природный газ компримируют, отделение этана осуществляют в процессе многоступенчатого предварительного охлаждения сжижаемого газа с одновременным испарением этана с использованием охлажденного этана в качестве хладагента. Этан, полученный при испарении, компримируют, конденсируют и используют в качестве хладагента при охлаждении сжижаемого газа и азота, причем азот компримируют, охлаждают, расширяют и подают на стадию переохлаждения природного газа. Изобретение направлено на упрощение технологического процесса сжижения природного газа. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области криогенной техники. Способ заключается в том, что формируют воздушный поток атмосферного воздуха, осушают его в роторном адсорбционном осушителе воздуха низкого давления 1, направляют осушенный воздух в воздушный компрессор 2 для его сжатия, разделяют сжатый воздух с помощью разделителя воздуха 3 на два потока, один поток сжатого воздуха направляют потребителю кислорода, а другой - через азотный компрессор 4 в накопительный азотный ресивер 5 для последующего осуществления пневматического привода криогенной арматуры. Технический результат - повышается безопасность управления приводом криогенной арматуры. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-10-17 2017-08-29T11:55:07
Наверх