Комплекс по переработке и сжижению природного газа
NATURAL GAS PROCESSING AND LIQUEFACTION COMPLEX

Комплекс по переработке и сжижению природного газа может быть использован в газоперерабатывающей промышленности, обеспечивая формирование единой системы с гибким функционированием и получением широкого ассортимента продуктов переработки природного газа.
Известна установка для подготовки газа, содержащая линию подачи газа, первичный сепаратор, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для газожидкостной смеси соединен с дегазатором, а также систему подачи ингибитора гидратообразования, соединенную с линией подачи газа и с линией, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, и запорно-регулирующую арматуру, при этом установку снабжают системой автоматического управления (САУ), связанной с запорно-регулирующей арматурой (патент на изобретение RU 2506505 С1, МПК F25J 3/08, заявлен 21.11.2012 г., опубликован 10.02.2014 г.). Недостатком данного изобретения является частное решение задачи подготовки природного газа, которое не позволяет получить товарный газ высокого качества с максимальной энергетической ценностью из-за содержания примесей диоксида углерода и сероводорода.
Известен также способ комплексного сжижения природного газа и извлечения газоконденсатных жидкостей, согласно которому охлаждают и частично конденсируют поступающий поток, содержащий легкие углеводороды, вводят частично конденсированный поток в холодный сепаратор газа/жидкости, производящий отбираемый сверху газообразный поток и поток кубовой жидкости, которые вводят во фракционирующую систему, содержащую фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций или метаноотгонную колонну, расширяют отобранный сверху газообразный поток и вводят его в нижнюю зону фракционирующей колонны легких фракций или верхнюю зону метаноотгонной колонны, вводят поток кубовой жидкости в промежуточной точке фракционирующей колонны тяжелых фракций или метаноотгонной колонны, удаляют поток жидких продуктов из нижней части фракционирующей колонны тяжелых фракций или нижней части метаноотгонной колонны, удаляют отбираемый сверху газообразный поток из верхней части фракционирующей колонны легких фракций или 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 (патент на изобретение RU 2641778 С2, МПК F25J 1/00, заявлен 30.12.2013 г., опубликован 22.01.2018 г.). Недостатками данного способа являются:
1) отсутствие решения задачи энергосбережения по причине энергозатратности получения сжиженного природного газа (СПГ) без конкретизации хладагента в многочисленных теплообменных системах с косвенным теплообменом;
2) направленность изобретения на получение СПГ, так как при дальнейшей транспортировке танкерами-газовозами возможны нарушения графиков прибытия судов под погрузку из-за погодных или форс-мажорных обстоятельств, что может привести при заполнении резервных резервуаров СПГ к необходимости остановки всей технологической цепи с последующим длительным ее выводом на стационарный режим при запуске.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ переработки природного углеводородного газа, включающий систему взаимосвязанных между собой первого блока предварительного охлаждения газа, проходящего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник, сепаратор первой ступени и турбодетандерный агрегат, второго блока конденсации и переохлаждения газа, проходящего теплообменники, сепараторы и отпарные колонны, третьего блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) из подготовленного газа, охлаждаемого в теплообменниках и пропановом испарителе и поступающего в деметанизатор с отводами метано-азотно-гелиевой смеси с верха и кубовой жидкости снизу, направляемой в деэтанизатор со встроенным дефлегматором, с верха деэтанизатора отводят этановую фракцию, а снизу - кубовую жидкость в виде ШФЛУ, и четвертого блока получения гелиевого концентрата методом криогенного разделения метано-азотно-гелиевой смеси на метановую фракцию и гелиевый концентрат, полученные потоки метановой фракции отправляют на дополнительный пятый блок компримирования, где метановую фракцию компримируют и разделяют на два потока: первый отправляют потребителям в качестве товарного газа, а второй направляют в первый блок, где подвергают глубокому охлаждению, и подают в третий блок, полностью используя в качестве орошения в деметанизатор или полностью дросселируя и подавая в качестве хладагента в дефлегматор, встроенный в деэтанизатор, или разделяя на третий и четвертый потоки, причем третий поток подают в качестве орошения в деметанизатор, а четвертый дросселируют и подают в качестве хладагента в дефлегматор, встроенный в деэтанизатор (патент на изобретение RU 2580453 С1, МПК F25J 3/02, заявлен 25.03.2015 г., опубликован 10.04.2016 г.). Недостатками данного способа являются: получение товарного газа только в газовой фазе и жесткость технологической схемы из-за наличия ряда элементов энергосбережения, полученных за счет энергии внутренних потоков.
Также общим недостатком способов переработки природного газа и предприятий для их реализации является разобщенность промышленных объектов различного управленческого подчинения, из-за чего возникает потребность в организации одновременно жесткой связи объектов между собой и гибкости их функционирования, обеспечивающей выработку необходимого ассортимента товарной продукции, удовлетворяющей требованиям качества.
При создании изобретения была поставлена задача формирования взаимосвязанной комплексной системы газоперерабатывающего блока и блока сжижения подготовленного газа гибкого функционирования с поддержанием широкого ассортимента продуктов переработки природного газа.
Решение поставленной задачи обеспечивается тем, что комплекс по переработке и сжижению природного газа включает газоперерабатывающий блок, блок сжижения подготовленного газа, магистральный газопровод сырьевого газа, магистральный газопровод товарного газа и блок транспортировки товарной продукции, объединенные прямыми и обратными связями, в частности трубопроводами, в котором газоперерабатывающий блок состоит из, по крайней мере, звена подготовки сырьевого природного газа, звена извлечения этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), звена фракционирования ШФЛУ, звена дожимной компрессорной станции (ДКС), звена подготовки товарного газа к сжижению, звена очистки этановой фракции и звена вспомогательного хозяйства, содержащего, по крайней мере, подзвено буферного парка хранения продуктов, подзвено компрессора отпарного газа и подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения, и обеспечивает выработку товарного газа для подачи в магистральный газопровод товарного газа, подготовленного к сжижению товарного газа, этановой фракции, пропановой и/или бутановой фракции и/или их смеси и пентан-гексановой фракции, блок сжижения подготовленного газа состоит из, по крайней мере, последовательно расположенных звеньев предохлаждения, сжижения и переохлаждения и звена компрессоров одного или более хладагента, блок транспортировки товарной продукции состоит из, по крайней мере, звена охлаждения товарной продукции, звена основного парка хранения товарной продукции и звена отгрузки, при этом для выработки товарного газа с температурой ниже температуры окружающей среды после звена ДКС товарный газ охлаждают путем впрыска потока холодного газа с соответствующих звеньев блока сжижения подготовленного газа, для обеспечения высокой чистоты товарного газа звено подготовки сырьевого природного газа газоперерабатывающего блока и/или звено подготовки товарного газа к сжижению газоперерабатывающего блока и/или звено очистки этановой фракции газоперерабатывающего блока дополняют установками глубокой очистки газа.
В случае подачи «сухого» природного газа с пониженным содержанием этана в газоперерабатывающий блок по магистральному газопроводу сырьевого газа звено извлечения этановой фракции и ШФЛУ будет работать в режиме деэтанизации с выделением ШФЛУ.
Рационально товарный газ охлаждать путем впрыска части предохлажденного, сжиженного и/или переохлажденного природного газа с звеньев предохлаждения, сжижения и/или переохлаждения блока сжижения подготовленного газа, соответственно, в летнее время, что позволяет за счет снижения температуры транспортирования товарного газа уменьшить его объемный расход, снижая также потери напора.
При необходимости регулирования теплотворной способности целесообразно подготовленную этановую фракцию из подзвена буферного парка хранения продуктов звена вспомогательного хозяйства подавать на смешение с товарным газом и/или подготовленным к сжижению газом.
Целесообразно для обеспечения жестких ограничений по содержанию в подготовленном газе таких примесей, как вода, метанол, диоксид углерода и сероводород, звено подготовки сырьевого природного газа газоперерабатывающего блока дополнительно снабдить установкой адсорбционной осушки природного газа и очистки его от метанола и/или установкой абсорбционной очистки природного газа от диоксида углерода и/или от сероводорода.
Для повышения качества продуктов газоперерабатывающего блока целесообразно звено очистки этановой фракции газоперерабатывающего блока обеспечить адсорбционной и/или абсорбционной очисткой от примесей.
В зависимости от выбранной технологии в звеньях предохлаждения, сжижения и переохлаждения блока сжижения подготовленного газа используют каскад из таких индивидуальных хладагентов, как этан и/или этилен и/или пропан и/или метан и/или азот, или в одном или более звеньях используют, соответственно, один или более смешанных хладагентов одинакового или разного состава.
Рационально, чтобы звено отгрузки блока транспортировки товарной продукции включало морской терминал и/или железнодорожную платформу с эстакадой для отгрузки товарной продукции в сжиженном и/или газообразном виде в газовозы и/или цистерны, соответственно, в зависимости от нужд потребителей.
Целесообразно для эффективного функционирования комплекса для привода компрессоров использовать электродвигатели и/или газотурбинные двигатели, а для оптимального управления работой всех элементов системы -автоматизированный пользовательский интерфейс.
Один из возможных вариантов реализации комплекса по переработке и сжижению природного газа представлен на чертеже в виде общей схемы с использованием следующих обозначений:
1-54 - трубопроводы;
100/1 - магистральный газопровод сырьевого газа;
200 - газоперерабатывающий блок;
201 - звено подготовки сырьевого природного газа;
202 - звено извлечения этановой фракции и ШФЛУ;
203 - звено фракционирования ШФЛУ;
204 - звено ДКС;
205 - звено подготовки товарного газа к сжижению;
206 - звено вспомогательного хозяйства;
206/1 - подзвено буферного парка хранения продуктов;
206/2 - подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения;
206/3 - подзвено компрессора отпарного газа;
207 - звено очистки этановой фракции;
300 - магистральный газопровод товарного газа;
400 - блок сжижения подготовленного газа;
401 - звено предохлаждения;
402 - звено сжижения;
403 - звено переохлаждения;
404 - звено компрессоров одного или более хладагента;
500 - блок транспортировки товарной продукции;
501 - звено охлаждения товарной продукции;
502 - звено основного парка хранения товарной продукции;
503 - звено отгрузки.
«Жирный» сырьевой газ с повышенным содержанием из магистрального газопровода сырьевого газа 100/1 по трубопроводу 1 поступает в звено подготовки сырьевого природного газа 201 газоперерабатывающего блока 200 для последовательной обработки, например, на установках сепарации механических примесей и капельной жидкости, абсорбционной очистки от сероводорода и диоксида углерода до содержания этих примесей не более 1,5% мол. и адсорбционной осушки и удаления метанола. Далее очищенный и осушенный газ из звена подготовки сырьевого природного газа 201 по трубопроводу 3 поступает в звено извлечения этановой фракции и ШФЛУ 202, где выделяют этановую фракцию, подаваемую по трубопроводу 13 в звено очистки этановой фракции 207, дополненное установкой глубокой очистки газа, и ШФЛУ, которая по трубопроводу 15 подается для дальнейшего разделения в звено фракционирования ШФЛУ 203, а также подготовленный товарный газ, поступающий с температурой 0-20°С под давлением 2,0-2,5 МПа по трубопроводу 4 в звено ДКС 204.
3
В звене ДКС 204 обеспечивается раздельное многоступенчатое сжатие подготовленного товарного газа в многоступенчатых компрессорах до параметров 40°С и 9,5 МПа с выработкой товарного газа, одна часть которого по трубопроводу 6, смешиваясь в трубопроводе 11 с поступающим из блока сжижения подготовленного газа 400 по трубопроводам 5, 52, 53 холодным природным газом и с поступающей при необходимости регулирования теплотворной способности товарного газа из подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 по трубопроводу 54 подготовленной этановой фракцией, при температуре не выше 20°С следует в магистральный газопровод товарного газа 300 для транспортировки промышленным и коммунальным потребителям региона, а другая часть товарного газа направляется по трубопроводу 7 в звено подготовки товарного газа к сжижению 205 и далее с содержанием сероводорода и диоксида углерода не более 7 мг/м и 50 ррm, соответственно, по трубопроводу 8 - в блок сжижения подготовленного газа 400.
В блоке сжижения подготовленного газа 400 подготовленный к сжижению товарный газ сначала охлаждается до минус 20°С при давлении 8,5-9,0 МПа в звене предохлаждения 401, затем по трубопроводу 9 поступает в звено сжижения 402, обеспечивающее выработку СПГ с температурой минус 100°С и давлением 8,5-9,0 МПа, и по трубопроводу 10 - в звено переохлаждения 403, откуда с температурой от минус 162°С до минус 155°С под давлением 2,0 МПа переохлажденный газ по трубопроводу 12 поступает в подзвено буферного парка хранения продуктов 206/1, входящее в звено вспомогательного хозяйства 206. В звеньях предохлаждения 401, сжижения 402, переохлаждения 403 в качестве хладагентов могут быть использованы такие индивидуальные компоненты, как этан и/или этилен и/или пропан и/или метан и/или азот и/или смешанный хладагент, которые направляются по трубопроводам 33, 34 и 35, соответственно, из звена компрессоров одного или более хладагента 404.
Разделенные в звене фракционирования ШФЛУ 203 пропановая, бутановая и пентан-гексановая фракции по трубопроводам 16, 17, 18, соответственно, поступают в подзвено буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206, куда после адсорбционной и/или абсорбционной очистки от примесей в звене очистки этановой фракции 207 также подается подготовленная этановая фракция по трубопроводу 14. При этом пентан-гексановая, этановая, пропановая, бутановая фракции и СПГ по трубопроводам 22, 23, 24, 25 и 26, соответственно, после подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 выводятся в блок транспортировки товарной продукции 500. Причем этановая, пропановая и бутановая фракции могут быть направлены по трубопроводам 19, 20 и 21, соответственно, в звено ДКС 204 для повышения теплотворной способности СПГ, получаемого в блоке сжижения подготовленного газа 400 из подготовленного к сжижению товарного газа. Также перечисленные фракции могут быть направлены по трубопроводам 27, 28 и 29, соответственно, в подзвено подготовки компонентов хладагента сжижения 206/2 звена вспомогательного хозяйства 206 для последующей подачи в звено компрессоров одного или более хладагента 404 блока сжижения подготовленного газа 400 по трубопроводам 30, 31 и 32, соответственно, с целью их использования в качестве индивидуальных хладагентов и/или компонентов смешанного хладагента в звеньях предохлаждения 401, сжижения 402 и переохлаждения 403. Из подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 этановая, пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 36, 37 и 38, соответственно, могут транспортироваться в качестве сырья газохимии на соответствующие производства (не показаны).
Пентан-гексановая, этановая, пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 22, 23, 24 и 25, соответственно, предварительно направляют в звено охлаждения товарной продукции 501 блока транспортировки товарной продукции 500, откуда охлажденные фракции по трубопроводам 39, 40, 41 и 42, соответственно, а также СПГ по трубопроводу 26 поступают в звено основного парка хранения товарной продукции 502 для возможности дальнейшей погрузки в сжиженном и/или газообразном виде в газовозы и/или цистерны на морском терминале и/или на эстакаде железнодорожной платформы после подачи по трубопроводам 43, 44, 45, 46 и 47, соответственно, в звено отгрузки 503.
Образующиеся при хранении и отгрузке СПГ отпарные газы из звена основного парка хранения товарной продукции 502, звена отгрузки 503 и подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206, по трубопроводам 50, 49 и 48, соответственно, подают сначала в подзвено компрессора отпарного газа 206/3, а затем по трубопроводу 51 в звено ДКС 204.
Для поддержания температуры товарного газа не выше 20°С после звена ДКС 204 перед подачей в магистральный газопровод товарного газа 300 поступающий по трубопроводу 6 товарный газ охлаждают с помощью впрыска в трубопровод 11 части холодного природного газа, выведенного из одного или более звеньев предохлаждения 401, сжижения 402 и/или переохлаждения 403 по трубопроводам 52, 53 и/или 5, соответственно.
Для регулирования теплотворной способности СПГ из подзвена буферного парка хранения продуктов 206/1 звена вспомогательного хозяйства 206 по трубопроводу 2 подготовленная этановая фракция может подаваться в трубопровод 8 перед блоком сжижения подготовленного газа 400.
Таким образом, заявляемое изобретение обеспечивает решение поставленной задачи по формированию взаимосвязанной комплексной системы газоперерабатывающего блока и блока по сжижению природного газа гибкого функционирования с поддержанием широкого ассортимента продуктов переработки природного газа, удовлетворяющих требованиям качества.