Система предварительной обработки природного газа и способ предварительной обработки природного газа
Изобретение относится к технологии обработки природного газа, содержащего углекислый газ. Система предварительной обработки природного газа для установки для сжижения или установки для разделения и извлечения природного газа, включающая в себя: блок удаления углекислого газа, блок удаления воды, выполненный с возможностью удаления воды, содержащейся в природном газе, путем пропускания природного газа после его приведения в контакт с абсорбирующей жидкостью в блоке удаления углекислого газа через уплотненный слой, содержащий адсорбент воды, уплотненный слой содержит адсорбент углекислого газа. Система предварительной обработки природного газа дополнительно содержит блок измерения содержания углекислого газа на выходной стороне и блок управления, выполненный с возможностью увеличения объема циркуляции абсорбирующей жидкости в блоке удаления углекислого газа или уменьшения объема переработки природного газа. Технический результат - обеспечение более полного удаления углекислого газа. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил.
Область техники
[0001] Настоящее изобретение относится к технологии обработки природного газа, содержащего углекислый газ.
Уровень техники
[0002] Оборудование для предварительной обработки, выполненное с возможностью осуществления предварительной обработки для удаления различных примесей из природного газа, подлежащего обработке, применяется в установке по производству сжиженного природного газа (СПГ), выполненной с возможностью сжижения природного газа, и в установке для разделения и извлечения, выполненной с возможностью отделения и извлечения сжиженного нефтяного газа (СНГ) и тяжелого компонента природного газа. В оборудовании для предварительной обработки удаляют углекислый газ, воду и т.п., чтобы природный газ, подлежащий охлаждению в ходе обработки путем сжижения и отделения и извлечения, не засорял внутреннюю часть установки.
[0003] Например, в патентной литературе 1 описана технология, включающая непрерывное выполнение этапа промывания амином для абсорбирования и удаления сероводорода и углекислого газа путем приведения природного газа в контакт с аминовой абсорбирующей жидкостью, а также этапа удаления воды, включающего абсорбирование и удаление воды и т.п. путем пропускания природного газа через адсорбционную колонну, заполненную синтетическим цеолитом.
Однако в патентной литературе 1 не описана технология осуществления этапа удаления воды с учетом возникновения колебаний на этапе промывания амином.
Список цитированной литературы
Патентная литература
[0004] [ПЛ 1] WO 2017/033217 A1
Раскрытие сущности изобретения
Техническая задача
[0005] Настоящее изобретение было создано с учетом вышеупомянутой проблемы и в нем предложена технология удаления углекислого газа, вытекшего при отклонении в функционировании, из природного газа, даже когда указанное отклонение в функционировании происходит в блоке для удаления углекислого газа, выполненном с возможностью удаления углекислого газа, содержащегося в природном газе, за счет использования абсорбирующей жидкости.
Решение задачи
[0006] Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предложена система предварительной обработки природного газа для установки для сжижения или установки для разделения и извлечения природного газа, включающая в себя:
блок удаления углекислого газа, выполненный с возможностью удаления углекислого газа, содержащегося в природном газе, путем приведения абсорбирующей жидкости и природного газа в контакт друг с другом; и
блок удаления воды, выполненный с возможностью удаления воды, содержащейся в природном газе, путем пропускания природного газа после его приведения в контакт с абсорбирующей жидкостью в блоке удаления углекислого газа через уплотненный слой, содержащий адсорбент воды,
причем уплотненный слой содержит адсорбент углекислого газа для адсорбции и удаления углекислого газа, который не был полностью удален в блоке для удаления углекислого газа, и
причем система предварительной обработки природного газа дополнительно включает в себя блок измерения содержания углекислого газа на выходной стороне, выполненный с возможностью измерения концентрации углекислого газа, содержащегося в природном газе, на выходной стороне блока удаления воды.
[0007] Система предварительной обработки природного газа может иметь следующие признаки.
(a) Каждый из адсорбента воды и адсорбента углекислого газа представляет собой молекулярное сито, а адсорбент углекислого газа имеет средний диаметр поры молекулярного сита, который превышает средний диаметр поры молекулярного сита адсорбента воды.
(b) В вышеупомянутом пункте (а), если молекулярное сито, образующее адсорбент воды, представляет собой цеолит типа 3A, молекулярное сито, образующее адсорбент углекислого газа, содержит по меньшей мере один цеолит, выбранный из цеолита типа 4A, цеолита типа 5A, цеолита типа 10X и цеолита типа 13Х, и если молекулярное сито, образующее адсорбент воды, представляет собой цеолит типа 4А, молекулярное сито, образующее адсорбент углекислого газа, содержит по меньшей мере один цеолит, выбранный из цеолита типа 5А, цеолита типа 10Х и цеолита типа 13X.
(c) В вышеупомянутом пункте (а) уплотненный слой содержит адсорбент воды и адсорбент углекислого газа, упакованные в нем таким образом, что обеспечено разделение на разные слои, и, если смотреть вдоль направления потока природного газа, слой адсорбента углекислого газа расположен со стороны, расположенной ниже по потоку относительно слоя адсорбента воды.
(d) Система предварительной обработки природного газа дополнительно включает в себя блок измерения содержания углекислого газа на входной стороне, выполненный с возможностью измерения концентрации углекислого газа, содержащегося в природном газе, на входной стороне блока удаления воды.
(e) Система предварительной обработки природного газа дополнительно включает в себя блок управления, выполненный с возможностью увеличения объема циркуляции абсорбирующей жидкости в блоке удаления углекислого газа или уменьшения объема переработки природного газа, когда концентрация углекислого газа, содержащегося в природном газе, измеренная в блоке измерения содержания углекислого газа на выходной стороне превышает заданное регулируемое значение, и обеспечено сохранение состояния, в котором концентрация углекислого газа превышает заданное регулируемое значение, в течение заданного времени или дольше.
Полезные эффекты изобретения
[0008] В соответствии с вышеупомянутой технологией в дополнение к уплотненному слою адсорбента воды, образующему блок удаления воды, дополнительно образуют уплотненный слой адсорбента углекислого газа для адсорбции и удаления углекислого газа, который не был полностью удален в блоке удаления углекислого газа на предыдущем этапе, а концентрацию углекислого газа, содержащегося в природном газе, измеряют на выходной стороне блока удаления воды. В этой конфигурации, даже если на предыдущем этапе происходит отклонения в функционировании на стороне блока удаления углекислого газа и природный газ, содержащий углекислый газ в количестве, равном регулируемому значению или превышающем его, вытекает, может быть предотвращена утечка углекислого газа со стороны, расположенной ниже по потоку относительно блока удаления воды.
Краткое описание чертежей
[0009] На ФИГ. 1 представлена блок-схема, иллюстрирующая общий вид установки по производству СПГ.
На ФИГ. 2 представлена конфигурация блока удаления кислотного газа.
На ФИГ. 3 представлена вид конфигурация блока удаления воды.
На чертежах (a) и (b) ФИГ. 4 представлен схематический вид, иллюстрирующий уплотненную структуру адсорбента в адсорбционной колонне.
На ФИГ. 5 представлена схема работы блока удаления воды.
На ФИГ. 6 представлена схема работы блока удаления кислотного газа и блока удаления воды.
На чертежах (a) и (b) ФИГ. 7 представлен график, изображающий изменение концентрации углекислого газа в природном газе в момент всплеска.
Осуществление изобретения
[0010] Сначала процесс обработки природного газа, подлежащий выполнению на установке 1 по производству сжиженного природного газа (СПГ), описан со ссылкой на ФИГ. 1.
Природный газ, подлежащий обработке в этом примере на установке 1 по производству СПГ, содержит примеси, такие как вода и углекислый газ (CO2).
[0011] Как показано на ФИГ. 1, например, жидкость отделяют от природного газа, который добывают из скважины с природным газом и транспортируют по трубопроводу или т.п., в блоке 11 разделения газа и жидкости, а затем в блоке 12 удаления ртути из полученного газа удаляют ртуть. CO2, сероводород (H2S) и т.п. (иногда называемые вместе «кислотным газом») удаляют в расположенном ниже по потоку блоке 13 удаления кислотного газа, а сероводород, отделенный от природного газа, сжигают в блоке 15 сжигания.
[0012] Кроме того, воду удаляют из природного газа в блоке 14 удаления воды. Таким образом, удаление примесей осуществляют до завершения сжижения. Как описано ниже, удаление воды из природного газа выполняют, например, с использованием множества, например, трех, адсорбционных колонн 31a-31c. Каждая из адсорбционных колонн 31a-31c переключается между адсорбционной колонной 141, выполненной с возможностью удаления воды с использованием цеолита 313 для удаления воды, описанного ниже, и адсорбционной колонной 142, выполненной с возможностью десорбции адсорбированной воды путем нагревания для регенерации цеолита 313 для удаления воды.
Блок 11 разделения газа и жидкости, блок 12 удаления ртути, блок 13 удаления кислотного газа и блок 14 удаления воды работают в оборудовании 101 для предварительной обработки. Блок 12 удаления ртути может быть расположен между блоком 14 удаления воды и блоком 16 разделения и сжижения.
[0013] Природный газ, из которого были удалены примеси в оборудовании 101 для предварительной обработки, охлаждают в блоке 16 разделения и сжижения, в результате чего происходит отделение газоконденсатной жидкости (natural gas liquid, NGL), например, СНГ, и тяжелого компонента. Природный газ, от которого была отделена газоконденсатная жидкость, дополнительно охлаждают и сжижают с получением сжиженного природного газа (СПГ). Блок 16 разделения и сжижения содержит теплообменник, выполненный с возможностью охлаждения и сжижения природного газа с использованием хладагента, компрессор, выполненный с возможностью сжатия хладагента, колонну фракционирования, выполненную с возможностью дистилляции, а также разделения СНГ и тяжелого компонента и т.п., но их подробное описание опущено.
СПГ, сжиженный в блоке 16 разделения и сжижения, перекачивают в танкер или трубопровод для транспортировки сжиженного газа через блок 17 хранения, представляющий собой резервуар для хранения СПГ.
[0014] Как описано выше, каждый из блока 11 разделения газа и жидкости, блока 12 удаления ртути, блока 13 удаления кислотного газа и блока 14 удаления воды, применяемых в оборудовании 101 для предварительной обработки, выполнен с возможностью удаления определенных примесей из природного газа. Однако авторы настоящей заявки установили, что в блоке 13 удаления кислотного газа, выполненном с возможностью удаления кислотного газа (CO2, H2S и т. д.) с использованием абсорбирующей жидкости, иногда может происходить явление, при котором концентрация CO2 в природном газе после обработки резко повышается в течение короткого периода времени (в дальнейшем в этом документе это явление иногда упоминается как «всплеск CO2»).
[0015] Частота возникновения всплеска CO2, как правило, увеличивается, когда объем обработки природного газа приближается к верхнему пределу обработки для блока 13 удаления кислотного газа. Соответственно, в установке 1 по производству СПГ, в которой происходит всплеск CO2, может быть сложно поддерживать объем производства СПГ вблизи верхнего предела.
Ввиду вышеизложенного, установка 1 по производству СПГ в этом примере имеет конфигурацию, в которой функция удаления CO2 передана блоку 14 удаления воды, а также блоку 13 удаления кислотного газа, и концентрацией CO2 в природном газе, подаваемом в блок 16 разделения и сжижения, управляют в системе предварительной обработки, состоящей из блока 13 удаления кислотного газа и блока 14 удаления воды.
Далее со ссылкой на ФИГ. 2 и 3 описаны конкретные конфигурации блока 13 удаления кислотного газа и блока 14 удаления воды.
[0016] На ФИГ. 2 представлен пример конфигурации оборудования блока 13 удаления кислотного газа.
Содержание ртути в природном газе снижают, например, до 5 нанограмм/Нм3 или менее с помощью адсорбента для удаления ртути в блоке 12 удаления ртути на предыдущем этапе, а затем природный газ подают в блок 13 удаления кислотного газа.
[0017] Блок 13 удаления кислотного газа включает в себя абсорбционную колонну 21, выполненную с возможностью абсорбирования с помощью абсорбирующей жидкости кислотного газа, содержащегося в природном газе, путем приведения природного газа и абсорбирующей жидкости в контакт друг с другом, и регенерационную колонну 22, выполненную с возможностью регенерации абсорбирующей жидкости, абсорбировавшей кислотный газ.
В абсорбционной колонне 21 абсорбирующую жидкость, содержащую аминовое соединение, диспергируют и подают, например, в виде капель жидкости с верхней стороны колонны, тогда как природный газ после удаления ртути подают с нижней стороны колонны. В результате абсорбирующая жидкость и природный газ вступают в конвекционный контакт друг с другом в абсорбционной колонне 21, и, таким образом, газ CO2, который является кислотным газом, который может затвердевать в СПГ во время сжижения, абсорбируется из природного газа в абсорбирующую жидкость и удаляется из него.
[0018] При этом CO2 и серосодержащее соединение, такое как H2S или меркаптан, также абсорбируют и удаляют, например, путем выбора абсорбирующей жидкости (например, метилдиэтаноламина (methyldiethanolamine, MDEA)), способной абсорбировать H2S и т.п., а также регулирования жидкостной нагрузки (количества абсорбирующей жидкости, которое необходимо подать в абсорбционную колонну 21 в единицу времени) и количества абсорбционных колонн. В результате снижается влияние H2S на оборудование блока 14 удаления воды и блока 16 разделения и сжижения на последующих этапах, а также содержание серосодержащих соединений в СПГ как продукте.
[0019] Абсорбирующая жидкость, в которой были абсорбированы CO2, H2S и т.п. в абсорбционной колонне 21, перемещают в регенерационную колонну 22 с помощью насоса 211 для подачи жидкости. В регенерационной колонне 22 абсорбирующая жидкость, в которой был абсорбирован кислотный газ, диспергируется и подается, например, в виде капель жидкости с верхней стороны колонны. При этом абсорбирующую жидкость в колонне нагревают с помощью ребойлера 221, расположенного с нижней стороны колонны. При этом выделяется кислотный газ, абсорбированный в абсорбирующей жидкости.
[0020] Кислотный газ (CO2, H2S и т.п.), выделяющийся из абсорбирующей жидкости, охлаждают с помощью охладителя 222, подвергают разделению газа и жидкости в разделительном барабане 223, а затем передают в блок 15 сжигания. Кислотный газ после сжигания H2S и других серосодержащих соединений в блоке 15 сжигания сбрасывают в атмосферу после выполнения необходимой обработки отходящего газа.
Кроме того, часть абсорбирующей жидкости, выпускаемой из верхней части регенерационной колонны 22 в состоянии пара, охлаждают с помощью охладителя 222 для ее конденсации, подвергают разделению газа и жидкости в разделительном барабане 223 для отделения от кислотного газа, а затем возвращают в регенерационную колонну 22 с помощью циркуляционного насоса 224.
[0021] Абсорбирующую жидкость, регенерированную в регенерационной колонне 22, извлекают из нижней части регенерационной колонны 22 и возвращают в абсорбционную колонну 21 с помощью насоса 211 для подачи жидкости. При этом, как показано на ФИГ. 2, абсорбирующая жидкость может быть предварительно нагрета перед подачей в регенерационную колонну 22 за счет теплообмена между абсорбирующей жидкостью, извлеченной из абсорбционной колонны 21, и абсорбирующей жидкостью, извлеченной из регенерационной колонны 22 с помощью теплообменника 212.
[0022] Описанный выше блок 13 удаления кислотного газа выполнен с возможностью удаления CO2, H2S и других серосодержащих соединений до тех пор, пока концентрация CO2, H2S и других серосодержащих соединений в природном газе на выходе абсорбционной колонны 21 не достигнет значения, соответственно, 50 мкмоль/моль или меньше и 3 мкмоль/моль или меньше.
Как показано на ФИГ. 3, измеритель 23 концентрации CO2 установлен на выходной стороне блока 13 удаления кислотного газа (входной стороне блока 14 удаления воды) и выполнен с возможностью управления концентрацией CO2 в природном газе после обработки в блоке 13 удаления кислотного газа. В этом примере измеритель 23 концентрации CO2 соответствует блоку измерения содержания углекислого газа на входной стороне.
[0023] Далее со ссылкой на ФИГ. 3 описан пример конфигурации блока 14 удаления воды. Природный газ, из которого был удален кислотный газ в блоке 13 удаления кислотного газа, охлаждают с помощью охладителя 32, причем в нем содержится конденсированная вода, удаленная из него с помощью разделительного барабана 33. После этого природный газ подают в адсорбционные колонны 31a-31c. Адсорбционные колонны 31a-31c заполняют адсорбентом воды, изготовленным из синтетического цеолита.
[0024] Блок 14 удаления воды, показанный на ФИГ. 3, включает в себя три адсорбционные колонны 31a-31c. В то время как воду удаляют в двух адсорбционных колоннах 31a и 31b (адсорбционных колоннах 31b и 31c или адсорбционных колоннах 31c и 31a) (адсорбционной колонне 141 на ФИГ. 1), в оставшейся одной адсорбционной колонне 31c (адсорбционной колонне 31a или адсорбционной колонне 31b) регенерируют синтетический цеолит (в адсорбционной колонне 142 на ФИГ. 1).
[0025] Как показано на ФИГ. 3, линия 301 подачи природного газа из блока 13 удаления кислотного газа имеет разветвление для соединения со входами соответствующих адсорбционных колонн 31a-31c. Кроме того, линия 303 регенерационного газа для подачи регенерационного газа для регенерации синтетического цеолита, вмещающего адсорбированную воду, путем нагрева соединена с указанными входами. В этом примере природный газ после удаления воды в адсорбционных колоннах 31a-31c (в дальнейшем иногда называемый «осушенным природным газом») используют в качестве регенерационного газа.
[0026] Открывающие/закрывающие клапаны V1a-V1c расположены в разветвленных линиях 301 подачи, соединенных с соответствующими адсорбционными колоннами 31a-31c. Кроме того, открывающие/закрывающие клапаны V3a-V3c расположены в трубопроводах, которые ответвляются от концевых участков линии 303 регенерационного газа и соединены с входами соответствующих адсорбционных колонн 31a-31c. При такой конфигурации в каждой из адсорбционных колонн 31a-31c трубопровод, соединенный со входом адсорбционной колонны, выполнен с возможностью переключения между линией 301 подачи и линией 303 регенерационного газа.
[0027] В то же время выходная линия 302 для осушенного природного газа соединена с выходами соответствующих адсорбционных колонн 31а-31с. Эти выходные линии 302 соединены друг с другом со стороны, расположенной ниже по потоку, и соединены с блоком 16 разделения и сжижения.
Кроме того, уже описанная линия 303 регенерационного газа для подачи в качестве регенерационного газа осушенного природного газа на входы соответствующих адсорбционных колонн 31a-31c ответвляется от выходной линии 302 со стороны, расположенной ниже по потоку относительно соединительного участка.
[0028] Линия 303 регенерационного газа, которая ответвляется от выходной линии 302, содержит клапан CV регулирования расхода и нагревательный блок 37, который содержит теплообменник и выполнен с возможностью нагрева регенерационного газа (осушенного природного газа). Клапан CV регулирования расхода выполнен с возможностью регулирования расхода таким образом, чтобы расход регенерационного газа, подаваемого в адсорбционные колонны 31a-31c, соответствовал заданному значению, основанному на значении расхода, определенном с помощью расходомера (не показан), расположенного со стороны, расположенной ниже по потоку относительно клапана CV регулирования расхода. Кроме того, нагревательный блок 37 выполнен с возможностью регулирования температуры таким образом, чтобы температура регенерационного газа, подаваемого в адсорбционные колонны 31a-31c, соответствовала заданному значению, основанному на значении температуры, определенном с помощью термометра (не показан), установленного со стороны, расположенной ниже по потоку относительно нагревательного блока 37. Нагревательный блок 37 может содержать нагревательную печь.
[0029] В дополнение к указанным компонентам линия 304 отработанного регенерационного газа для выпуска регенерационного газа после регенерации синтетического цеолита (отходящего газа) соединена с выходами соответствующих адсорбционных колонн 31a-31c. Линия 304 отработанного регенерационного газа соединена с разделительным барабаном 35, выполненным с возможностью отделения конденсированной воды или т.п. и отходящего газа друг от друга после прохождения через охладитель 34 для охлаждения отходящего газа. Воду, отделенную от отходящего газа в разделительном барабане 35, выпускают наружу после необходимой очистки сточных вод. В то же время отходящий газ, из которого была удалена свободная вода (природный газ), используют в качестве топливного газа в установке 1 по производству СПГ.
[0030] Открывающие/закрывающие клапаны V2a-V2c расположены в выходных линиях 302, соединенных с соответствующими адсорбционными колоннами 31a-31c. Кроме того, открывающие/закрывающие клапаны V4a-V4c расположены в трубопроводах, которые соединены с выходами соответствующих адсорбционных колонн 31a-31c и вместе соединены с линией 304 отработанного регенерационного газа. При такой конфигурации в каждой из адсорбционных колонн 31a-31c трубопровод, соединенный с выходом адсорбционной колонны, выполнен с возможностью переключения между выходной линией 302 и линией 304 регенерационного газа.
[0031] В блоке 14 удаления воды, имеющем вышеупомянутую конфигурацию, в дополнение к адсорбенту воды для адсорбции и удаления воды, содержащейся в природном газе, в каждой из адсорбционных колонн 31а-31с образуется уплотненный слой, содержащий адсорбент углекислого газа для адсорбции и удаления CO2, содержащегося в природном газе.
[0032] На каждом из чертежа (а) ФИГ. 4 и чертежа (b)ФИГ. 4 схематически показан пример конфигурации уплотненного слоя в каждой из адсорбционных колонн 31 (31a-31c). Например, уплотненный слой имеет структуру, в которой соответствующие слои керамических шариков 311 для поддержки уплотненного слоя, силикагель 312 для удаления свободной воды, которая не была полностью отделена в разделительном барабане 33, цеолит 313 для удаления воды, выполняющий функцию адсорбента воды, и цеолит 314 для удаления CO2, выполняющий функцию агента для удаления углекислого газа, ламинированы.
[0033] Как описано выше, как агент для удаления воды, так и агент для удаления углекислого газа изготовлены из синтетического цеолита. При этом структура цеолита 314 для удаления CO2 отличается от структуры цеолита 313 для удаления воды тем, что в качестве цеолита 314 для удаления CO2 используют цеолит, имеющий средний диаметр пор, который больше, чем у цеолита 313 для удаления воды.
[0034] Синтетический цеолит, представляющий собой молекулярное сито, обладает способностью адсорбирования и удаления молекул, размер которых меньше диаметра пор синтетического цеолита.
Молекулы воды, имеющие эффективный диаметр менее 0,3 нм, могут адсорбироваться и удаляться через цеолит типа 3А, имеющий средний диаметр пор 0,3 нм. В этом случае для предотвращения снижения способности удаления воды в связи с адсорбцией других компонентов, каждый из которых имеет эффективный диаметр, превышающий размер молекул воды, содержащейся в природном газе, цеолит типа 3A может быть принят в качестве цеолита 313 для удаления воды.
[0035] Однако молекулы CO2 имеют эффективный диаметр более 0,3 нм и, следовательно, CO2 почти не адсорбируется и не удаляется через вышеупомянутый цеолит типа 3A. С учетом вышеизложенного в качестве агента для удаления диоксида углерода используют цеолит типа 4A (эффективный диаметр: 0,4 нм), цеолит типа 5A (эффективный диаметр: 0,5 нм), цеолит типа 10X (эффективный диаметр: 0,9 нм), цеолит типа 13X (эффективный диаметр: 1,0 нм), каждый из которых имеет средний диаметр поры, который больше, чем у цеолита типа 3А.
В нижеследующем описании цеолит, имеющий эффективный диаметр, который больше, чем эффективный диаметр адсорбента воды, также упоминается как «цеолит с большим диаметром пор».
[0036] Цеолит 314 для удаления CO2, выполняющий функцию адсорбента углекислого газа, может быть изготовлен только из цеолита одного вида, выбранного из вышеупомянутых различных цеолитов с большим диаметром пор, или из смеси множества видов цеолитов с большим диаметром пор. Кроме того, цеолит типа 3A и один или множество видов цеолитов с большим диаметром пор могут быть смешаны с образованием цеолита 314 для удаления CO2. Адсорбент CO2, отличный от цеолита, может быть изготовлен, например, из силикагеля или активированного оксида алюминия.
[0037] Кроме того, в некоторых блоках 14 удаления воды вышеупомянутый цеолит типа 4A, имеющий средний диаметр пор, который больше, чем у цеолита типа 3A, может быть выбран в качестве цеолита 313 для удаления воды. Цеолит типа 4A может адсорбировать небольшое количество CO2, но его количество, которое может быть адсорбировано, невелико.
Ввиду вышеизложенного, цеолит 314 для удаления CO2 образуют таким образом, чтобы он содержал цеолит типа 5A, цеолит типа 10X и цеолит типа 13X, каждый из которых имеет средний диаметр пор, который больше, чем у цеолита типа 4A.
[0038] В этом случае цеолит 314 для удаления CO2 может быть изготовлен из цеолита одного вида, выбранного из вышеупомянутых различных цеолитов с большим диаметром пор, или из смеси множества видов цеолитов с большим диаметром пор. Кроме того, по меньшей мере один из цеолита типа 3A или цеолита типа 4A и один или множество видов цеолитов с большим диаметром пор могут быть смешаны с образованием цеолита 314 для удаления CO2.
[0039] Если природный газ подают с направления, указанного незакрашенной стрелкой на чертеже (a) ФИГ. 4 и чертеже (b) ФИГ. 4, уплотненный слой может иметь конфигурацию, в которой соответствующие слои керамических шариков 311, силикагеля 312, цеолита 313 для удаления воды, цеолита 314 для удаления CO2 и керамических шариков 311 образованы в порядке от стороны, расположенной выше по потоку (чертеж (а) ФИГ. 4). В этом случае снижение способности к адсорбции CO2 с помощью цеолита 314 для удаления CO2 в сочетании с адсорбцией воды может быть предотвращено путем размещения цеолита 313 для удаления воды со стороны, расположенной выше по потоку относительно цеолита 314 для удаления CO2.
[0040] Кроме того, как описано выше, уплотненный слой может иметь конфигурацию, в которой соответствующие слои керамических шариков 311, силикагеля 312, цеолита 314 для удаления CO2, цеолита 313 для удаления воды и керамических шариков 311 образованы в порядке от стороны, расположенной выше по потоку (чертеж (b) ФИГ. 4).
Кроме того, нет необходимости в заполнении цеолитом 313 для удаления воды и цеолитом 314 для удаления CO2 в виде отдельных слоев, как показано на чертеже (а) ФИГ. 4и чертеже (b) ФИГ. 4. Например, цеолит 313 для удаления воды и цеолит 314 для удаления CO2 могут быть смешаны с образованием уплотненного слоя в каждой из адсорбционных колонн 31.
[0041] В существующей установке 1 по производству СПГ объем заполнения цеолитом 314 для удаления CO2 в каждой из адсорбционных колонн 31 (31a-31c) определяют на основании полученных в прошлом рабочих результатов с учетом увеличения диапазона концентрации CO2 в момент, когда происходит всплеск CO2, продолжительности и частоты наличия всплеска CO2, интервала эффективного функционирования между регенерациями и т. д. Кроме того, в недавно установленной установке 1 по производству СПГ объем заполнения определяют на основании рабочих результатов, достигнутых на другой установке 1 по производству СПГ, с учетом разницы в объеме производства СПГ и содержании CO2 в природном газе, подлежащем переработке, в проектируемой установке 1 по производству СПГ.
[0042] На основании этих предварительных исследований в отношении каждой из адсорбционных колонн 31 вычисляют среднее количество случаев всплеска CO2, ожидаемого от начала переработки природного газа до следующей регенерации, и объем притока CO2 в каждую из адсорбционных колонн 31 в момент возникновения всплеска CO2. Затем цеолитом 314 для удаления CO2 заполняют каждую из адсорбционных колонн 31 в количестве, которое способно предотвратить утечку CO2, имеющего концентрацию, равную или превышающую регулируемое значение (50 мкмоль/моль в вышеупомянутом примере), в блок 16 разделения и ожижения, даже когда происходит всплеск CO2.
[0043] Однако, когда происходит всплеск CO2, частота возникновения всплеска и объем притока CO2 из блока 13 удаления кислотного газа в блок 14 удаления воды могут быть равными ожидаемым уровням или могут превышать их. В результате, например, если CO2 протекает в адсорбционную колонну 31 в количестве, соответствующем адсорбционной способности цеолита 314 для удаления CO2 или превышающем ее, существует риск того, что природный газ, содержащий CO2, имеет концентрацию, равную или превышающую регулируемое значение, которое может быть подано в блок 16 разделения и сжижения.
[0044] Ввиду вышеизложенного, как показано на ФИГ. 3, в блоке 14 удаления воды в этом примере измеритель 36 концентрации CO2, выполненный с возможностью измерения концентрации CO2 в высушенном природном газе, вытекающем из адсорбционных колонн 31a-31c, установлен в выходной линии 302 и выполнен с возможностью управления концентрацией CO2 в природном газе, подаваемом в блок 16 разделения и сжижения. В этом примере измеритель 36 концентрации CO2 соответствует блоку измерения содержания углекислого газа на выходной стороне.
[0045] При этом значение измерения концентрации CO2, измеренное с помощью измерителя 36 концентрации CO2 на выходной стороне блока 14 удаления воды, может выводиться в блок 102 управления, который представляет собой управляющий компьютер, расположенный в центре управления установкой 1 по производству СПГ и будет использоваться для управления работой установки 1 по производству СПГ. Кроме того, вышеупомянутое значение измерения концентрации CO2 в измерителе 23 концентрации CO2, установленном на выходной стороне блока 13 удаления кислотного газа (вход блока 14 удаления воды), может быть использовано для определения моментов возникновения всплеска CO2 и определения объема притока CO2 в блок 14 удаления воды в момент возникновения всплеска CO2.
[0046] Как показано на ФИГ. 3, два измерителя 23 и 36 концентрации CO2 установлены отдельно, но измерители 23 и 36 концентрации CO2 могут быть использованы совместно. Например, соответствующие линии отбора проб могут быть ответвлены от выхода блока 13 удаления кислотного газа и выходной линии 302, и присоединены к общему измерителю концентрации выходной CO2. Затем, например, линии отбора проб, присоединенные к измерителю концентрации CO2, могут периодически переключать для контроля концентрации CO2 в природном газе к каждому положению отбора проб.
Кроме того, когда происходит всплеск CO2, концентрация CO2 обычно возрастает со стороны, расположенной выше по потоку. Соответственно, концентрацию CO2 в природном газе на выходе блока 13 удаления кислого газа контролируют в периоды обычного функционирования, а когда обнаруживается всплеск CO2, положение отбора проб, в котором измеряется концентрация CO2, переключается к стороне выходной линии 302, чтобы, таким образом, проконтролировать концентрацию CO2 в осушенном природном газе.
[0047] Действие системы предварительной обработки природного газа, включающей в себя блок 13 удаления кислотного газа и блок 14 удаления воды, имеющие описанные выше конфигурации, описано со ссылкой на ФИГ. 5-7 (a) и (b).
Рабочее состояние блока 14 удаления воды в определенный момент времени показано на ФИГ. 5. Каждая из стрелок на жирной сплошной линии на ФИГ. 5 указывает поток природного газа, из которого удаляют воду, и каждая стрелка на жирной пунктирной линии указывает поток регенерационного газа для регенерации цеолита 313 для удаления воды, цеолита 314 для удаления CO2 и силикагеля 312 в уплотненном слое. Как показано на этой фигуре, удаление воды из природного газа выполняют с использованием адсорбционных колонн 31a и 31b, а регенерацию с использованием регенерационного газа выполняют в адсорбционной колонне 31c.
[0048] Работа блока 14 удаления воды, когда происходит всплеск CO2 в этом случае, описана со ссылкой на ФИГ. 6.
Когда природный газ, из которого был удален кислотный газ, такой как CO2, вытекает из блока удаления кислотного газа 13 (начало), концентрацию CO2 в природном газе измеряют с помощью измерителя 23 концентрации CO2 в выходном положении блока 13 удаления кислотного газа (этап S101). Если концентрация CO2 меньше регулируемого значения, контроль концентрации CO2 продолжают таким же образом (этап S101; ДА) и подают природный газ в адсорбционные колонны 31a и 31b, в результате чего выполняется удаление воды.
[0049] В то же время, как показано на чертеже (a) ФИГ. 7, когда на выходной стороне блока 13 удаления кислотного газа происходит всплеск CO2, при котором концентрация CO2 в природном газе резко возрастает в течение короткого периода времени, измеритель 36 концентрации CO2 на выходной стороне обнаруживает, что концентрация CO2 достигла регулируемого значения или превысила его (этап S101; ДА).
Однако адсорбционные колонны 31a и 31b заполнены цеолитом 314 для удаления CO2, как описано выше, и, следовательно, CO2, содержащийся в природном газе, может быть удален с помощью цеолита 314 для удаления CO2.
[0050] Затем концентрацию CO2 в потоке природного газа на выходе из блока 14 удаления воды (адсорбционные колонны 31a и 31b) измеряют с помощью измерителя 36 концентрации CO2, установленного в выходной линии 302 (этап S102). Когда CO2 удаляют с помощью цеолита 314 для удаления CO2, которым заполнены адсорбционные колонны 31a и 31b, в некоторых случаях концентрация CO2 в осушенном природном газе, подаваемом в блок 16 разделения и сжижения, может поддерживаться на уровне ниже регулируемого значения, как показано на чертеже (b) ФИГ. 7. В этом случае контроль концентрации CO2 продолжают таким же образом (этап S102; ДА) и осушенный природный газ, из которого была удалена вода и был удален CO2, вытекший в момент, когда произошел всплеск CO2, подают в блок 16 разделения и сжижения.
[0051] Однако когда поступает CO2, объем которого превышает количество, которое может быть удалено с помощью цеолита 314 для удаления CO2, измерителем 36 концентрации CO2 на выходной стороне блока 14 удаления воды обнаруживается, что концентрация CO2 в природном газе достигла регулируемого значения или превысила его (этап S102; ДА). В этом случае проверяют, сохраняется ли состояние, в котором концентрация CO2 равна регулируемому значению или превышает его, в течение заранее установленного периода времени от приблизительно 1 секунды до приблизительно 1 минуты или от приблизительно 5 минут до приблизительно 15 минут (этап S103).
При обнаружении ненормального значения в связи с мгновенным колебанием напряжения или т.п. определенное значение концентрации CO2 восстанавливается в течение заданного периода времени (этап S103; НЕТ), и, следовательно, продолжается контроль концентрации CO2 в природном газе на выходной стороне блока 14 удаления воды (этап S102).
[0052] Если контроль продолжается в течение вышеупомянутого заданного периода времени и существует высокая вероятность того, что концентрация CO2 в природном газе действительно повышается (этап S103; ДА), выполняют различные настройки функционирования (этап S104).
В качестве конкретного содержания настроек функционирования может быть проиллюстрирован случай, когда количество циркулирующей абсорбирующей жидкости, подаваемой из регенерационной колонны 22 в абсорбционную колонну 21 в блоке 13 удаления кислотного газа, увеличивается, или случай, когда объем переработки природного газа, подлежащего переработке на установке 1 по производству СПГ, уменьшается. Настройка функционирования может выполняться автоматически блоком 102 управления или оператор может настроить функционирование, путем выдачи сигнала тревоги посредством блока 102 управления или т.п.
[0053] Одновременно с выполнением настроек функционирования концентрация CO2 в природном газе на выходной стороне блока 14 удаления воды становится меньше регулируемого значения. После того, как пройдет заданное время и концентрация CO2 станет стабильной в состоянии наличия запаса по отношению к регулируемому значению, выполняется настройка функционирования для возврата вышеупомянутых настроек функционирования (увеличение объема циркуляции абсорбирующей жидкости и уменьшение объема переработки природного газа) к исходному состоянию (этап S105).
Система предварительной обработки, включающая в себя блок 13 удаления кислотного газа и блок 14 удаления воды, выполнена с возможностью осуществления операции, описанной выше, с последовательным переключением адсорбционных колонн 31a-31c для удаления воды и выполнения регенерации.
[0054] Система предварительной обработки природного газа (блок 13 удаления кислотного газа, блок 14 удаления воды) согласно этому варианту осуществления имеет следующие эффекты. В дополнение к уплотненному слою адсорбента воды (цеолит 313 для удаления воды), образующему блок 14 удаления воды, дополнительно образуют уплотненный слой адсорбента углекислого газа (цеолит 314 для удаления CO2) для адсорбции и удаления CO2, который не был полностью удален в блоке 14 удаления воды на предыдущем этапе, а концентрацию CO2, содержащегося в природном газе, измеряют на выходной стороне блока 14 удаления воды. В этой конфигурации, даже если на предыдущем этапе происходит колебание функционирования на стороне блока 13 удаления кислотного газа и природный газ, содержащий CO2 в количестве, равном регулируемому значению или превышающем его, вытекает, может быть предотвращен выход CO2 со стороны, расположенной ниже по потоку (блок 16 разделения и сжижения в этом примере) относительно блока 14 удаления воды.
В результате возможность выполнения настроек функционирования, таких как увеличение объема циркуляции абсорбирующей жидкости и уменьшение объема переработки природного газа, может быть ограничена неизбежным случаем, когда концентрация CO2 в природном газе действительно поднимается.
[0055] При этом установка, на которой может быть применена вышеупомянутая система предварительной обработки природного газа (блок 13 удаления кислотного газа, блок 14 удаления воды), не ограничивается установкой 1 по производству СПГ. Эта технология также может быть применена в установке для разделения и извлечения, выполненной с возможностью отделения и извлечения газоконденсатной жидкости, которая представляет собой СНГ, и тяжелого компонента из природного газа.
При этом можно проиллюстрировать случай, в котором блок разделения извлечения, выполненный с возможностью транспортировки легкого природного газа в газообразном состоянии по трубопроводу при разделении и извлечении СНГ и тяжелого компонента путем охлаждения природного газа, применяют вместо блока 16 разделения и сжижения, показанного на ФИГ. 1.
Перечень ссылочных позиций
[0056] 1 Установка по производству СПГ
13 блок удаления кислотного газа
14 блок удаления воды
23 измеритель концентрации CO2
31, 31a-31c адсорбционная колонна
313 цеолит для удаления воды
314 цеолит для удаления CO2
36 измеритель концентрации CO2.
1. Система предварительной обработки природного газа для установки для сжижения или установки для разделения и извлечения природного газа, включающая в себя:
блок удаления углекислого газа, выполненный с возможностью удаления углекислого газа, содержащегося в природном газе, путем приведения абсорбирующей жидкости и природного газа в контакт друг с другом; и
блок удаления воды, выполненный с возможностью удаления воды, содержащейся в природном газе, путем пропускания природного газа после его приведения в контакт с абсорбирующей жидкостью в блоке удаления углекислого газа через уплотненный слой, содержащий адсорбент воды,
причем уплотненный слой содержит адсорбент углекислого газа для адсорбции и удаления углекислого газа, который не был полностью удален в блоке для удаления углекислого газа, и
причем система предварительной обработки природного газа дополнительно содержит блок измерения содержания углекислого газа на выходной стороне, выполненный с возможностью измерения концентрации углекислого газа, содержащегося в природном газе, на выходной стороне блока удаления воды; и
блок управления, выполненный с возможностью увеличения объема циркуляции абсорбирующей жидкости в блоке удаления углекислого газа или уменьшения объема переработки природного газа, когда концентрация углекислого газа, содержащегося в природном газе, измеренная в блоке измерения содержания углекислого газа на выходной стороне, превышает заданное регулируемое значение, и обеспечено сохранение состояния, в котором концентрация углекислого газа превышает заданное регулируемое значение, в течение заданного времени или дольше.
2. Система предварительной обработки природного газа по п. 1,
в которой каждый из адсорбента воды и адсорбента углекислого газа представляет собой молекулярное сито, а
адсорбент углекислого газа имеет средний диаметр поры молекулярного сита, который превышает средний диаметр поры молекулярного сита адсорбента воды.
3. Система предварительной обработки природного газа по п. 2,
в которой, если молекулярное сито, образующее адсорбент воды, представляет собой цеолит типа 3А, молекулярное сито, образующее адсорбент углекислого газа, содержит по меньшей мере один цеолит, выбранный из цеолита типа 4А, цеолита типа 5А, цеолита типа 10Х и цеолита типа 13Х, и
если молекулярное сито, образующее адсорбент воды, представляет собой цеолит типа 4А, молекулярное сито, образующее адсорбент углекислого газа, содержит по меньшей мере один цеолит, выбранный из цеолита типа 5А, цеолита типа 10Х и цеолита типа 13Х.
4. Система предварительной обработки природного газа по п. 2,
в которой уплотненный слой содержит адсорбент воды и адсорбент углекислого газа, упакованные в нем таким образом, что обеспечено их разделение на разные слои, и,
если смотреть вдоль направления потока природного газа, слой адсорбента углекислого газа расположен со стороны, расположенной ниже по потоку относительно слоя адсорбента воды.
5. Система предварительной обработки природного газа по п. 1, дополнительно включающая в себя блок измерения содержания углекислого газа на входной стороне, выполненный с возможностью измерения концентрации углекислого газа, содержащегося в природном газе, на входной стороне блока удаления воды.
6. Способ предварительной обработки природного газа, который выполняют перед обработкой путем сжижения или отделения и извлечения природного газа, включающий следующие этапы:
удаление углекислого газа, содержащегося в природном газе, путем приведения абсорбирующей жидкости и природного газа в контакт друг с другом;
удаление воды, содержащейся в природном газе, путем пропускания природного газа после его приведения в контакт с абсорбирующей жидкостью через уплотненный слой, содержащий адсорбент воды;
удаление углекислого газа, который не был полностью удален на этапе удаления углекислого газа, из природного газа путем использования адсорбента углекислого газа для адсорбции и удаления углекислого газа, дополнительно содержащегося в уплотненном слое, путем пропускания природного газа через уплотненный слой на этапе удаления воды;
измерение концентрации углекислого газа, содержащегося в природном газе, после его пропускания через уплотненный слой; и
выполнение настройки функционирования в виде увеличения объема циркуляции абсорбирующей жидкости в блоке удаления углекислого газа или уменьшения объема переработки природного газа, когда концентрация углекислого газа, содержащегося в природном газе после его пропускания через уплотненный слой, превышает заданное регулируемое значение, и обеспечено сохранение состояния, в котором концентрация углекислого газа превышает заданное регулируемое значение, в течение заданного времени или дольше.
7. Способ предварительной обработки природного газа по п. 6,
согласно которому каждый из адсорбента воды и адсорбента углекислого газа представляет собой молекулярное сито, а
адсорбент углекислого газа имеет средний диаметр поры молекулярного сита, который превышает средний диаметр поры молекулярного сита адсорбента воды.
8. Способ предварительной обработки природного газа по п. 7,
согласно которому, если молекулярное сито, образующее адсорбент воды, представляет собой цеолит типа 3А, молекулярное сито, образующее адсорбент углекислого газа, содержит по меньшей мере один цеолит, выбранный из цеолита типа 4А, цеолита типа 5А, цеолита типа 10Х и цеолита типа 13Х,
если молекулярное сито, образующее адсорбент воды, представляет собой цеолит типа 4А, молекулярное сито, образующее адсорбент углекислого газа, содержит по меньшей мере один цеолит, выбранный из цеолита типа 5А, цеолита типа 10Х и цеолита типа 13Х.
9. Способ предварительной обработки природного газа по п. 7,
в которой уплотненный слой содержит адсорбент воды и адсорбент углекислого газа, упакованные в нем таким образом, что обеспечено их разделение на разные слои, и,
если смотреть вдоль направления потока природного газа, слой адсорбента углекислого газа расположен со стороны, расположенной ниже по потоку относительно слоя адсорбента воды.
10. Способ предварительной обработки природного газа по п. 6, дополнительно включающий, после выполнения этапа удаления углекислого газа и перед выполнением этапа удаления воды, этап измерения концентрации углекислого газа, содержащегося в природном газе, после его приведения в контакт с абсорбирующей жидкостью.
