Изобретение относится к технологиям сжижения природного газа, связанного с газовыми месторождениями, в том числе газа, извлекаемого из месторождений, связанных с нефтяными залежами.
Заявляется способ сжижения природного газа в трех вариантах его осуществления, который может быть реализован при помощи установки для сжижения природного газа в трех вариантах, размещенной на суше, либо в море на судне или на плавучей платформе, в том числе в условиях арктического климата.
Природный газ является основным продуктом газовых месторождений, а также попутным продуктом нефтяных месторождений, при этом он, как правило, содержит метан и другие газы, в основном С2-С4 алканы, СО2, а также азот.
В настоящее время известны способы по сжижению природного газа, в основу которых положен принцип его глубокого охлаждения.
Наиболее распространенными технологиями производства СПГ по совокупной мощности сжижения в мире являются AP-C3MR (Air products and Chemicals Inc.), Optimized Cascade (ConocoPhilips) и DMR (Shell plc).
Эти технологии используются для строительства крупнотоннажных заводов по сжижению природного газа с мощностью единичной линии выше 1 млн. тонн в год.
Ввиду развития науки и техники, в последнее десятилетие наметилась тенденция по строительству заводов, состоящих из большого количества технологических линий единичной мощностью до 1 млн. тонн в год, на основе одиночного холодильного цикла с использованием смешанного хладагента. Отличительной особенность таких технологий является малое количество используемого оборудования, простота эксплуатации, компактность размещения, высокая скорость строительства и ввода технологических линий. При строительстве заводов на основе одиночных холодильных циклов на смешанном хладагента, немаловажным является возможность начала возврата инвестиций в кратчайшие сроки с первой построенной линией. Количество таких технологических линий может достигать двадцати, против двух-четырех линий при строительстве заводов с использованием крупнотоннажных технологий. При этом применение данного подхода позволяет сократить срок начала эксплуатации и возврата инвестиций на 40-50%.
Среди технологий сжижения природного газа на основе одиночного холодильного цикла со смешанным хладагентом известен способ получения сжиженного природного газа, описанный в заявке на изобретение WO 2015/142467 (А1), опубл. 24.09.2015, выбранный в качестве наиболее близкого аналога, включающий:
(a) охлаждение потока природного газа в первом теплообменнике для получения охлажденного потока природного газа;
(b) сжатие смешанного потока хладагента для получения сжатого потока хладагента;
(c) охлаждение и, по меньшей мере, частичная конденсация сжатого потока хладагента для получения двухфазного потока хладагента;
(d) разделение двухфазного потока хладагента на первый поток паров хладагента и первый поток жидкости хладагента в первом парожидкостном сепараторе;
(e) объединение, по меньшей мере, части первого потока паров хладагента, отводимого из первого парожидкостного сепаратора, по меньшей мере, с частью первого потока жидкости хладагента для получения объединенного потока хладагента;
(f) охлаждение, по меньшей мере, части объединенного потока хладагента для получения охлажденного объединенного потока хладагента;
(g) разделение охлажденного комбинированного потока хладагента на второй поток паров хладагента и второй поток жидкости хладагента во втором парожидкостном сепараторе;
(h) разделение второго потока жидкого хладагента на первую фракцию жидкого хладагента и вторую фракцию жидкого хладагента;
(i) охлаждение, по меньшей мере, части первой и второй фракций жидкого хладагента для получения соответствующих первой и второй охлажденных фракций жидкого хладагента; и
(j) введение первой и второй охлажденных фракций жидкого хладагента в отдельные впускные отверстия первого теплообменника, при этом используются первая и вторая охлажденные фракции жидкого хладагента для осуществления, по меньшей мере, части охлаждения на этапе (а).
В этой же заявке на изобретение WO 2015/142467 (А1) также описана система для охлаждения потока природного газа, содержащая:
а. первый теплообменник для охлаждения потока подаваемого природного газа, причем первый теплообменник содержит
- первый канал охлаждения, имеющий вход для подаваемого газа и выход для холодного природного газа;
- второй охлаждающий канал для приема и охлаждения первого потока жидкого хладагента, в котором второй охлаждающий канал имеет первый впуск теплого хладагента и первый выпуск холодного хладагента;
- третий охлаждающий канал для приема и охлаждения второго потока жидкого хладагента, в котором третий охлаждающий канал имеет второй впуск теплого хладагента и второй выпуск холодного хладагента;
- первый нагревательный канал для приема и разогрева первого потока охлажденного хладагента, в котором первый нагревательный канал имеет вход первого холодного хладагента и выход первого теплого хладагента;
- второй нагревательный канал для приема и разогрева второго потока охлажденного жидкого хладагента, причем второй нагревательный канал имеет второй впуск холодного хладагента и второй выпуск теплого хладагента, причем первый выпуск холодного хладагента второго охлаждающего канала сообщен потоком текучей среды с первым входом холодного хладагента первого нагревательного канала;
- канал, в котором второй выпуск холодного хладагента третьего канала охлаждения сообщается потоком текучей среды со вторым входом холодного хладагента второго канала подогрева;
b. по меньшей мере один компрессор для приема и нагнетания потока смешанного хладагента, причем компрессор имеет вход низкого давления и выход высокого давления, причем вход низкого давления сообщен потоком текучей среды, по меньшей мере, с одним из первого выхода теплого хладагента первого канала подогрева и второго выхода теплого хладагента второго канала подогрева второй прогревающий проход; первый охладитель для охлаждения потока смешанного хладагента под давлением, в котором первый охладитель имеет первый вход для теплой текучей среды и первый выход для холодной текучей среды, причем первый вход для теплой текучей среды сообщен потоком текучей среды с выходом высокого давления компрессора;
c. первый парожидкостный сепаратор для отделения части охлажденного потока хладагента, в котором парожидкостный сепаратор содержит первый впуск жидкости, первый выпуск пара и первый выпуск жидкости, причем первый впуск жидкости первого парожидкостного сепаратора сообщен потоком жидкости с первым охлаждаемым выходом жидкости из первого охладителя;
d. первый жидкостный трубопровод для транспортировки, по меньшей мере, части жидкости, выходящей из первого парожидкостного сепаратора, причем первый жидкостный трубопровод имеет вход для жидкости хладагента и пару выходов для жидкости хладагента, причем вход для жидкости хладагента сообщен потоком жидкости с первым выходом для жидкости первого парожидкостного сепаратора, отличающийся тем, что один из пары выпусков жидкого хладагента сообщен потоком текучей среды с первым входом теплого хладагента второго канала охлаждения, а другой из пары выпусков жидкого хладагента сообщен потоком текучей среды со вторым входом теплого хладагента третьего канала охлаждения.
Известный способ и устройство для охлаждения потока природного газа имеют ряд недостатков, заключающихся, во-первых, в недостаточной эффективности теплообмена, вызванной объединением жидкостных и паровых потоков на входе в теплообменник, во-вторых, в низкой производительности, вызванной объединением парового и жидкостного потока перед подачей в теплообменник, что увеличивает нагрузку на компрессорный агрегат.
Таким образом, основным недостатком прототипа и других известных аналогов является низкая эффективность теплообмена и нерациональное использование энергоресурсов.
С помощью заявляемого изобретения решается техническая проблема, состоящая в недостаточной производительности известных способов сжижения природного газа с использованием одиночного холодильного цикла на смешанном хладагенте, реализуемых с помощью известных установок.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение производительности технологии сжижения природного газа для одиночного холодильного цикла на смешанном хладагенте.
Указанный технический результат достигается за счет применения способа сжижения природного газа, осуществляемого в трех вариантах, а также установки, предназначенной для их реализации.
По первому варианту заявляемый способ сжижения природного газа включает следующие этапы и технологические операции:
1. Природный газ (ПГ), прошедший предварительную подготовку, по трубопроводу поступает в установку сжижения природного газа, а именно в Блок главного криогенного теплообменника (БГКТ), в котором с помощью смешанного хладагента (СХА) его охлаждают до температуры от -50 до -40°С.
БГКТ может включать в себя, но не ограничиваться этим: одну или несколько секций пластинчато-ребристых или спиральновитых теплообменников, трубопроводы, запорную и регулирующую арматуру, средства автоматизации.
2. На выходе из БГКТ ПГ подают в Блок С2+, где его разделяют на два потока:
- поток обогащенного метаном газа (ОМГ), в котором основную фракцию составляет метан (С1);
- поток широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).
3. Поток ОМГ направляют снова в БГКТ для последующего охлаждения до температуры - 160°С и его последующей отгрузки с установки в качестве СПГ.
4. Поток ШФЛУ направляют на отгрузку с установки с целью его дальнейшего полезного использования.
5. ПГ охлаждают в БГКТ при помощи одиночного холодильного цикла на смешанном хладагенте (СХА).
6. Общий поток СХА подают в сепаратор первой ступени СХА (СПССХА) для отделения капельной влаги перед входом СХА в компрессор первой ступени (КПС).
7. Газовый поток СХА, после удаления капельной влаги в сепараторе первой ступени сжатия СХА направляют в КПС для сжатия.
8. Сжатый поток СХА низкого давления (СХАНД) после КПС направляют в охладитель первой ступени (ОПС), где поток СХАНД охлаждается до температуры не выше +40°С и где он частично конденсируется.
9. Из ОПС выходит два потока:
- СХАНД, который затем направляют в сепаратор второй ступени сжатия СХА (СВССХА) для последующего разделения на газовый поток низкого давления (ГПНД) и жидкостной поток низкого давления (ЖПНД), имеющий давление отличное от атмосферного и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С;
- байпасный поток СХАНД, в количестве до 20% от потока СХАНД, который затем направляют для смешения с потоком ЖПНД;
10. Расход байпасного потока СХАНД контролируют с помощью регулирующей арматуры;
11. ГПНД из СВССХА направляют в компрессор второй ступени (КВС) для повторного сжатия.
12. Сжатый газовый поток высокого давления (ГПВД) после КВС направляют в охладитель второй ступени (ОВС), где поток ГПВД охлаждается до температуры не выше +40°С и затем его направляют в теплый сепаратор СХА (ТССХА).
13. В ТССХА поток разделяют на два потока:
- Жидкостной поток высокого давления (ЖПВД), имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С;
14. - ГПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С. Готовые потоки ЖПНД, ЖПВД и ГПВД подают в БГКТ для их охлаждения до температуры от - 120 до - 30°С.
15. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 110 до - 80°С ЖПНД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
16. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 120 до - 100°С ЖПВД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
17. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 50 до - 30°С поток ГПВД подают в холодный сепаратор СХА (ХССХА) для его разделения на два потока:
- Газовый холодный поток высокого давления (ГХПВД), имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С;
18. - Жидкостной холодный поток высокого давления (ЖХПВД), имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С. Потоки ГХПВД и ЖХПВД снова подают в БГКТ для их охлаждения до температуры от - 170 до - 100°С.
19. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 130 до -100°С поток ЖХПНД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
20. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 170 до - 150°С поток ГХПВД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
21. Охлажденные потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД направляют в БГКТ для охлаждения самих себя и потока ПГ.
22. Потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД в БГКТ объединяют в единый поток СХА и затем их снова направляют в начало цикла.
По второму варианту способ сжижения природного газа включает следующие этапы и технологические операции:
1. ПГ, прошедший предварительную подготовку, по трубопроводу поступает в установку сжижения природного газа.
Сначала его подают в теплообменник предварительного охлаждения природного газа (ТПОПГ), а затем, после предварительного охлаждения не менее чем на 5°С его подают в БГКТ, в котором с помощью СХА его охлаждают до температуры от - 50 до - 40°С.
2. На выходе из БГКТ ПГ подают в Блок С2+, где его разделяют на два потока: поток ОМГ и поток ШФЛУ.
3. Поток ОМГ снова направляют в БГКТ для его охлаждения до температуры - 160°С и последующей отгрузки с установки в качестве СПГ.
4. Поток ШФЛУ направляют в ТПОПГ для нагрева, а после нагрева его направляют по трубопроводу на отгрузку с установки.
5. ПГ охлаждают в БГКТ при помощи одиночного холодильного цикла на смешанном хладагенте (СХА).
6. Общий поток СХА подают в СПССХА для отделения капельной влаги перед входом СХА в КПС.
7. Газовый поток СХА, после удаления капельной влаги в сепараторе первой ступени сжатия СХА направляют в КПС для сжатия.
8. Сжатый поток СХАНД после КПС направляют в ОПС, где он охлаждается до температуры не выше+40°С и частично конденсируется.
9. Из ОПС выходит два потока:
- СХАНД, который затем направляют в СВССХА для последующего разделения на ГПНД и ЖПНД;
10. - Байпасный поток СХАНД, в количестве более 0,5% от потока СХАНД затем направляют для смешения с потоком ЖПНД, имеющим давление отличное от атмосферного и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С. Расход байпасного потока СХАНД контролируют при помощи регулирующей арматуры;
11. ГПНД из СВССХА направляют в КВС для повторного сжатия.
12. Сжатый ГПВД после КВС направляют в ОВС, где поток ГПВД охлаждается до температуры не выше +40°С и затем его направляют в ТССХА.
13. В ТССХА поток разделяют на два:
- ЖПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С;
14. - ГПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С. Затем готовые потоки ЖПНД, ЖПВД и ГПВД подают в БГКТ для их охлаждения до температуры от - 120 до - 30°С.
15. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 110 до - 80°С ЖПНД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
16. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 120 до - 100°С ЖПВД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
17. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 50 до - 30°С поток ГПВД подают в ХССХА для его разделения на два потока:
- ГХПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С;
- ЖХПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С.
18. Потоки ГХПВД и ЖХПВД снова подают в БГКТ для охлаждения до температуры от - 170 до - 100°С.
19. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 130 до - 100°С поток ЖХПНД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
20. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 170 до - 150°С поток ГХПВД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
21. Охлажденные потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД направляются в БГКТ для охлаждения самих себя и потока ПГ.
22. Потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД в БГКТ объединяются в единый поток СХА и затем снова направляют в начало цикла.
Таким образом, способ по второму варианту дополнительно включает следующую технологическую операцию: поток ШФЛУ направляют в дополнительный теплообменник, размещенный перед БГКТ, в котором производят дополнительное охлаждение ПГ за счет теплообмена с потоком ШФЛУ, после чего ПГ поступает в БГКТ.
Предварительное охлаждение ПГ потоком ШФЛУ позволяет использовать часть энергии общего потока СХА, получаемой при испарении для увеличения производительности товарного СПГ. За счет этого повышается производительность установки.
По третьему варианту способ сжижения природного газа включает следующие этапы и технологические операции:
1. ПГ, прошедший предварительную подготовку, по трубопроводу поступает в установку сжижения природного газа, а именно, в БГКТ, в котором с помощью СХА его охлаждают до температуры от - 50 до - 40°С.
2. На выходе из БГКТ ПГ подают в Блок С2+, где его разделяют на два потока: поток ОМГ и поток ШФЛУ.
3. Поток ОМГ снова направляют в БГКТ для его охлаждения до температуры - 160°С и для его последующей отгрузки с установки в качестве СПГ.
4. Поток ШФЛУ направляют в теплообменник предварительного охлаждения смешанного хладагента (ТПОСХА) для нагрева, а после нагрева его направляют по трубопроводу на отгрузку с установки.
5. ПГ охлаждают в БГКТ при помощи одиночного холодильного цикла на смешанном хладагенте (СХА).
6. Общий поток СХА подают в СПССХА для отделения капельной влаги перед входом СХА в КПС.
7. Газовый поток СХА после удаления капельной влаги в СПССХА направляют в КПС для сжатия.
8. Сжатый поток СХАНД после КПС направляют в ОПС, где он охлаждается до температуры не выше +40°С и частично конденсируется.
9. Из ОПС выходит два потока:
- СХАНД, который затем направляют в СВССХА для последующего разделения на ГПНД и ЖПНД;
- Байпасный поток СХАНД, в количестве больше 0,5% от потока СХАНД, который затем направляют для смешения с потоком ЖПНД, имеющим давление отличное от атмосферного и температуру в диапазоне от - 10 до +30°С.
10. Расход байпасного потока СХАНД контролируют при помощи регулирующей арматуры;
11. ГПНД из СВССХА направляют в КВС для повторного сжатия.
12. Сжатый ГПВД после КВС направляют в ОВС, в котором поток ГПВД охлаждают до температуры не выше +40°С и затем направляют в ТССХА.
13. В ТССХА поток разделяется на два:
- ЖПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 10 до +30°С;
- ГПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 10 до +30°С.
14. Готовые потоки ЖПНД, ЖПВД и ГПВД подают в БГКТ для их охлаждения до температуры от - 120 до - 30°С.
15. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 110 до - 80°С ЖПНД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
16. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 120 до - 100°С ЖПВД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
17. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 50 до - 30°С поток ГПВД подают в ХССХА для его разделения на два потока:
- ГХПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С;
18. - ЖХПВД, имеющий давление не менее чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С. Потоки ГХПВД и ЖХПВД снова подают в БГКТ для их охлаждения до температуры от - 170 до - 100°С.
19. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 130 до - 100°С поток ЖХПНД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
20. На выходе из БГКТ охлажденный до температуры от - 170 до -150°С поток ГХПВД направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения.
21. Охлажденные потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД направляют в БГКТ для охлаждения самих себя и потока ПГ.
22. Потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД в БГКТ объединяются в единый поток СХА и затем их снова направляют в начало цикла.
Таким образом, способ по третьему варианту дополнительно включает следующую технологическую операцию: поток ШФЛУ направляют в дополнительный теплообменник, размещенный перед БГКТ, в котором производят дополнительное охлаждение потоков ЖПНД, ЖПВД, ГПВД, после указанные потоки поступают в БГКТ.
Предварительное охлаждение потоков ЖПНД, ЖПВД, ГПВД потоком ШФЛУ позволяет использовать часть энергии общего потока СХА, получаемой при испарении для увеличения производительности товарного СПГ. За счет этого повышается производительность установки.
При этом, применение третьего варианта наиболее эффективно в случаях, когда температура окружающего воздуха +15°С и выше.
Все три варианта способа сжижения природного газа отличаются от известных аналогов тем, что:
- в технологический процесс включен дополнительный жидкостной поток низкого давления, что снижает затраты энергии на сжатие СХА;
- введена дополнительная операция по разделению смешанного хладагента низкого давления, в результате чего дополнительный байпасный поток смешанного хладагента низкого давления смешивается с жидкостным потоком низкого давления, что снижает затраты энергии на сжатие ГПНД в КВС;
- введена дополнительная операция по разделению газового потока высокого давления с целью повышения положительного эффекта Джоуля-Томпсона СХА при температурах, близких к температурам сжижения.
В итоге повышается производительность холодильного цикла на одном смешанном хладагенте и, как следствие, повышается производительность всей технологии.
Для реализации описанного выше первого варианта способа сжижения ПГ применяется установка сжижения ПГ, включающая: входной трубопровод с ПГ, прошедшим подготовку, присоединенный к БГКТ, на выходе из которого установлен трубопровод, соединенный с Блоком С2+, из которого выходят два трубопровода: трубопровод с ОМГ, ведущий к БГКТ и трубопровод с ШФЛУ, выходящий из установки для его последующего полезного использования, а из БГКТ выходит трубопровод с СПГ на отгрузку с установки;
при этом, применяемый в установке холодильный контур включает трубопровод, по которому общий поток СХА из БГКТ подают в СПССХА, который соединен с КПС трубопроводом, а на выходе из КПС расположен трубопровод, соединенный с ОПС, на выходе из которого расположено два трубопровода - трубопровод, соединенный с СВССХА и трубопровод, соединенный с регулирующей арматурой, при этом, из сепаратора СВССХА выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПНД, ведущий к БГКТ и трубопровод с ГПНД, ведущий к КВС, при этом, регулирующая арматура соединена с трубопроводом ЖПНД при помощи другого трубопровода, а также, на выходе из КВС расположен трубопровод, соединенный с ОВС, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с ТССХА, из которого выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПВД, ведущий к БГКТ и трубопровод с ГПВД;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПНД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ, а также на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ.
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГПВД, соединенный с ХССХА, на выходе из которого расположены трубопроводы ЖХПВД и ГХПВД, соединенные с БГКТ.
Для реализации описанного выше второго варианта способа сжижения природного газа используется установка сжижения природного газа, включающая: входной трубопровод с ПГ, прошедшим подготовку, присоединенный к БГКТ, на выходе из которого установлен трубопровод, соединенный с Блоком С2+, из которого выходят два трубопровода: трубопровод с ОМГ, ведущий к БГКТ и трубопровод с ШФЛУ, выходящий из установки для его последующего полезного использования, а из БГКТ выходит трубопровод с СПГ на отгрузку с установки;
при этом, применяемый в установке холодильный контур включает трубопровод, по которому общий поток СХА из БГКТ подают в СПССХА, который соединен с КПС трубопроводом, на выходе из КПС расположен трубопровод, соединенный с ОПС, на выходе из которого расположено два трубопровода - трубопровод, соединенный с СВССХА, и трубопровод, соединенный с регулирующей арматурой, при этом, из СВССХА также выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПНД, ведущий к БГКТ и трубопровод с ГПНД, ведущий к КВС, при этом, регулирующая арматура соединена с трубопроводом ЖПНД при помощи другого трубопровода, а также на выходе из КВС расположен трубопровод, соединенный с ОВС, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с ТССХА, из которого выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПВД, ведущий к БГКТ и трубопровод с ГПВД;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПНД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГПВД, соединенный с ХССХА, на выходе из которого расположены трубопроводы ЖХПВД и ГХПВД, соединенные с БГКТ;
также, первый поток теплообменника предварительного охлаждения природного газа (ТПОПГ) соединен с трубопроводом ШФЛУ, а второй с трубопроводом ПГ.
Для реализации описанного выше третьего варианта способа сжижения природного газа используется установка сжижения природного газа, включающая: входной трубопровод с ПГ, прошедшим подготовку, присоединенный к БГКТ, на выходе из которого установлен трубопровод, соединенный с Блоком С2+, из которого выходят два трубопровода: трубопровод с ОМГ, ведущий к БГКТ и трубопровод с ШФЛУ, выходящий из установки для его последующего полезного использования, а из БГКТ выходит трубопровод с СПГ для отгрузки с установки.
при этом, применяемый в установке холодильный контур включает трубопровод, по которому общий поток СХА из БГКТ подают в СПССХА, который соединен с КПС трубопроводом, на выходе из КПС расположен трубопровод, соединенный с ОПС, на выходе из которого расположено два трубопровода - трубопровод, соединенный с СВССХА и трубопровод, соединенный с регулирующей арматурой, при этом из СВССХА также выходят две трубопровода - трубопровод с ЖПНД, ведущий к БГКТ и трубопровод с ГПНД, ведущий к КВС, при этом, регулирующая арматура соединена с трубопроводом ЖПНД при помощи другого трубопровода, а на выходе из КВС расположен трубопровод, соединенный с ОВС, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с ТССХА, из которого выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПВД, ведущая к БГКТ и трубопровод с ГПВД;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПНД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
при этом, на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГПВД, соединенный с ХССХА, на выходе из которого расположены трубопровод ЖХПВД и ГХПВД, соединенные с БГКТ;
также, первый поток теплообменника предварительного охлаждения смешанного хладагента соединен (ТПОСХА) с трубопроводом ШФЛУ, а второй, третий и четвертый соединены с трубопроводами ЖПНД, ЖПВД, ГПНД.
Заявляемые варианты способа сжижения природного газа, а также установки для их осуществления поясняются схемами:
На Фиг. 1 показана схема установки сжижения природного газа по первому варианту заявляемого способа;
На Фиг. 2 показана схема установки сжижения природного газа по второму варианту заявляемого способа;
На Фиг. 3 показана схема установки сжижения природного газа по третьему варианту заявляемого способа;
На Фиг. 1 показана схема установки сжижения природного газа по первому варианту заявленного способа, которая включает: входной трубопровод (1) с ПГ, прошедшим подготовку, присоединенный к БГКТ (2), на выходе из которого установлен трубопровод (3), соединенный с Блоком С2+ (4), из которого выходят два трубопровода: трубопровод с ОМГ (5), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ШФЛУ (6), выходящий из установки для его последующего полезного использования, а из БГКТ (2) выходит трубопровод (7) с СПГ на отгрузку с установки.
Холодильный контур представлен следующими устройствами и трубопроводами:
Общий поток СХА из БГКТ (2) по трубопроводу (8) подают в СПССХА (9). СПССХА (9) соединен с КПС (10) трубопроводом (11).
На выходе из КПС (10) расположен трубопровод (12), соединенный с ОПС (13), на выходе из которого расположено два трубопровода - трубопровод (14), соединенный с СВССХА (15), и трубопровод (16), соединенный с регулирующей арматурой (17).
Из СВССХА (15) также выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПНД (18), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ГПНД (19), ведущий к КВС (20).
Регулирующая арматура (17) соединена с трубопроводом ЖПНД (18) с помощью трубопровода (21).
На выходе из КВС (20) расположен трубопровод (22), соединенный с ОВС (23), на выходе из которого расположен трубопровод (24), соединенный с ТССХА (25).
Из ТССХА (25) выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПВД (26), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ГПВД (27), ведущий к БГКТ (2).
На выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖПНД (28), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (29), на выходе из которого расположен трубопровод (30), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖПВД (31), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (32), на выходе из которого расположен трубопровод (33), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖХПВД (34), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (35), на выходе из которого расположен трубопровод (36), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ГХПВД (37), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (38), на выходе из которого расположен трубопровод (39), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ГПВД (40), соединенный с ХССХА (41), на выходе из которого расположены трубопровод ЖХПВД (42) и ГХПВД (43), соединенные с БГКТ (2).
На Фиг. 2 показана схема установки сжижения природного газа по второму варианту заявленного способа, которая включает:
входной трубопровод (1) с ПГ, прошедшим подготовку, присоединенный к БГКТ (2), на выходе из которого установлен трубопровод (3), соединенный с Блоком С2+ (4), из которого выходят два трубопровода: трубопровод с ОМГ (5), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ШФЛУ (6), выходящий из установки для его последующего полезного использования.
Из БГКТ (2) выходит трубопровод (7) с СПГ для отгрузки с установки.
Холодильный контур представлен следующими устройствами и трубопроводами: общий поток СХА из БГКТ (2) по трубопроводу (8) подают в СПССХА (9).
СПССХА (9) соединен с КПС (10) трубопроводом (11).
На выходе из КПС (10) расположен трубопровод (12), соединенный с ОПС (13), на выходе из которого расположено два трубопровода - трубопровод (14), соединенный с СВССХА (15), и трубопровод (16), соединенный с регулирующей арматурой (17).
Из СВССХА (15) также выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПНД (18), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ГПНД (19), ведущий к КВС (20).
Регулирующая арматура (17) соединена с трубопроводом ЖПНД (18) с помощью трубопровода (21).
На выходе из КВС (20) расположен трубопровод (22), соединенный с ОВС (23), на выходе из которого расположен трубопровод (24), соединенный с ТССХА (25).
Из ТССХА (25) выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПВД (26), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ГПВД (27), ведущий к БГКТ (2).
На выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖПНД (28), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (29), на выходе из которого расположен трубопровод (30), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖПВД (31), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (32), на выходе из которого расположен трубопровод (33), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖХПВД (34), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (35), на выходе из которого расположен трубопровод (36), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ГХПВД (37), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (38), на выходе из которого расположен трубопровод (39), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ГПВД (40), соединенный с ХССХА (41), на выходе из которого расположены трубопровод ЖХПВД (42) и ГХПВД (43), соединенные с БГКТ (2).
Таким образом, для осуществления реализации способа по второму варианту заявляемого способа сжижения природного газа, первый поток ТПОПГ (44) соединен с трубопроводом (6), а второй с трубопроводом (1).
На Фиг. 3 показана схема установки сжижения природного газа по третьему варианту заявленного способа, которая включает:
Входной трубопровод (1) с ПГ, прошедшим подготовку, присоединен к БГКТ (2), на выходе из которого установлен трубопровод (3), соединенный с Блоком С2+ (4), из которого выходят два трубопровода: трубопровод с ОМГ (5), ведущая к БГКТ (2) и трубопровод с ШФЛУ (6), выходящий с установки для его последующего полезного использования.
Из БГКТ (2) выходит трубопровод (7) с СПГ на отгрузку с установки.
Холодильный контур представлен следующими устройствами и трубопроводами:
Общий поток СХА из БГКТ (2) по трубопроводу (8) подают в СПССХА (9).
СПССХА (9) соединен с КПС (10) трубопроводом (11).
На выходе из КПС (10) расположен трубопровод (12), соединенный с ОПС (13), на выходе из которого расположено два трубопровода -трубопровод (14), соединенный с СВССХА (15), и трубопровод (16), соединенный с регулирующей арматурой (17).
Из СВССХА (15) также выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПНД (18), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ГПНД (19), ведущий к КВС (20).
Регулирующая арматура (17) соединена с трубопроводом ЖПНД (18) с помощью другого трубопровода (21).
На выходе из КВС (20) расположен трубопровод (22), соединенный с ОВС (23), на выходе из которого расположен трубопровод (24), соединенный с ТССХА (25).
Из ТССХА (25) выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПВД (26), ведущий к БГКТ (2) и трубопровод с ГПВД (27), ведущий к БГКТ (2).
На выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖПНД (28), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (29), на выходе из которого расположен трубопровод (30), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖПВД (31), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (32), на выходе из которого расположен трубопровод (33), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ЖХПВД (34), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (35), на выходе из которого расположен трубопровод (36), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ГХПВД (37), соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона (38), на выходе из которого расположен трубопровод (39), соединенный с БГКТ (2).
Также на выходе из БГКТ (2) расположен трубопровод ГПВД (40), соединенный с ХССХА (41), на выходе из которого расположены трубопроводы ЖХПВД (42) и ГХПВД (43), соединенные с БГКТ (2).
При этом, для осуществления реализации описанного выше способа сжижения природного газа по третьему варианту первый поток ТПОСХА (44) соединен с трубопроводом (6), а второй, третий и четвертый соединены с трубопроводами ЖПНД (18), ЖПВД (26), ГПНД (27).
С целью определения осуществимости всех вариантов заявляемого способа, а также возможности реализации конструкции установки для их осуществления, они были протестированы при разработке многочисленных вариантов термодинамических циклов и проведении технологических расчетов оборудования.
Проведенные испытания показали повышение производительности по СПГ по сравнению с аналогами.
Изобретение относится к технологиям сжижения природного газа (ПГ), связанного с газовыми месторождениями, в том числе связанными с нефтяными залежами. Заявляется способ сжижения природного газа, который может быть реализован при помощи установки для сжижения природного газа. В технологическом процессе используется дополнительный жидкостной поток низкого давления, применяется операция по разделению смешанного хладагента (СХА) низкого давления, в результате чего дополнительный байпасный поток СХА низкого давления смешивается с жидкостным потоком низкого давления, учтена дополнительная операция по разделению газового потока высокого давления. Для осуществления заявленного способа сжижения природного газа по второму варианту поток ПГ дополнительно охлаждается потоком широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Для осуществления заявленного способа сжижения природного газа по третьему варианту потоки СХА дополнительно охлаждаются потоком ШФЛУ. Установка сжижения ПГ включает блок главного криогенного теплообменника, блок отделения С2+, пять сепараторов смешанного хладагента, два компрессора, два охладителя, трубопроводы и клапаны Джоуля-Томпсона. Технический результат изобретения состоит в виде повышенной производительности. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил.
1. Способ сжижения природного газа, включающий следующие этапы и технологические операции:
природный газ (ПГ), прошедший предварительную подготовку, по трубопроводу подают в Блок главного криогенного теплообменника (БГКТ) установки сжижения природного газа, в котором с помощью смешанного хладагента (СХА) его охлаждают до температуры от - 50 до - 40°С;
на выходе из БГКТ ПГ подают в Блок С2+, где его разделяют на два потока: поток обогащенного метаном газа (ОМГ) и поток широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), при этом поток ОМГ снова направляют в БГКТ для охлаждения до температуры - 160°С и его последующей отгрузки с установки в качестве СПГ, а поток ШФЛУ сразу направляют на отгрузку с установки с целью его дальнейшего полезного использования;
ПГ охлаждают в БГКТ при помощи одиночного холодильного цикла на смешанном хладагенте (СХА), при этом поток СХА подают в сепаратор первой ступени СХА (СПССХА) для отделения капельной влаги перед входом СХА в компрессор первой ступени (КПС), затем газовый поток СХА, после удаления капельной влаги в СПССХА направляют в КПС для сжатия, после чего сжатый поток СХА низкого давления (СХАНД) направляют в охладитель первой ступени (ОПС), где он охлаждается до температуры не выше +40°С и частично конденсируется, при этом из ОПС выходит два потока:
- СХАНД, который затем направляют в сепаратор второй ступени сжатия СХА (СВССХА) для последующего разделения на газовый поток низкого давления (ГПНД) и жидкостной поток низкого давления (ЖПНД), имеющий давление отличное от атмосферного и температуру в диапазоне от -5 до +40°С;
- байпасный поток СХАНД, в количестве до 20% от потока СХАНД, который затем направляют для смешения с потоком ЖПНД;
затем ГПНД из СВССХА направляют в компрессор второй ступени (КВС) для повторного сжатия и далее сжатый газовый поток высокого давления (ГПВД) направляют в охладитель второй ступени (ОВС), где поток ГПВД охлаждается до температуры не выше +40°С, после чего его направляют в теплый сепаратор СХА (ТССХА), в котором его разделяют на два потока:
- жидкостной поток высокого давления (ЖПВД), имеющий давление не менее, чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД, и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С;.
- ГПВД, имеющий давление не менее, чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД, и температуру в диапазоне от - 5 до +40°С;
далее готовые потоки ЖПНД, ЖПВД и ГПВД подают в БГКТ для их охлаждения до температуры от - 120 до - 30°С;
на выходе из БГКТ: поток ЖПНД, охлажденный до температуры от -110 до - 80°С, направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения; поток ЖПВД, охлажденный до температуры от -120 до - 100°С, также направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения, а поток ГПВД, охлажденный до температуры от -50 до - 30°С, подают в холодный сепаратор СХА (ХССХА) для его разделения на два потока:
- газовый холодный поток высокого давления (ГХПВД), имеющий давление не менее, чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД, и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С;
- жидкостной холодный поток высокого давления (ЖХПВД), имеющий давление не менее, чем в 2 раза превышающее давление потока ЖПНД, и температуру в диапазоне от - 50 до - 30°С;
затем потоки ГХПВД и ЖХПВД снова подают в БГКТ для их охлаждения до температуры от - 170 до - 100°С;
на выходе из БГКТ: поток ЖХПНД, охлажденный до температуры от -130 до - 100°С, направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения, а также поток ГХПВД, охлажденный до температуры от - 170 до - 150°С, направляют на клапан Джоуля-Томпсона с целью его дальнейшего охлаждения;
затем охлажденные потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД направляют в БГКТ для охлаждения самих себя и потока ПГ;
после чего потоки ЖПНД, ЖПВД, ГХПВД и ЖХПВД в БГКТ объединяют в единый поток СХА и их снова направляют в начало цикла.
2. Способ сжижения природного газа по п. 1, отличающийся тем, что поток ШФЛУ направляют в дополнительный теплообменник, размещенный перед БГКТ, в котором производят дополнительное охлаждение ПГ за счет теплообмена с потоком ШФЛУ.
3. Способ сжижения природного газа по п. 1, отличающийся тем, что поток ШФЛУ направляют в дополнительный теплообменник, размещенный перед БГКТ, в котором производят дополнительное охлаждение потоков ЖПНД, ЖПВД, ГПВД за счет теплообмена с потоком ШФЛУ.
4. Установка сжижения природного газа, включающая: входной трубопровод с ПГ, прошедшим подготовку, присоединенный к БГКТ, на выходе из которого установлен трубопровод, соединенный с Блоком С2+, из которого выходят два трубопровода: трубопровод с ОМГ, ведущий к БГКТ, и трубопровод с ШФЛУ, выходящий из установки для его последующего полезного использования, а из БГКТ выходит трубопровод с СПГ на отгрузку с установки;
при этом применяемый в установке холодильный контур включает трубопровод по которому общий поток СХА из БГКТ подают в СПССХА, который соединен с КПС трубопроводом, а на выходе из КПС расположен трубопровод, соединенный с ОПС, на выходе из которого расположено два трубопровода - трубопровод, соединенный с СВССХА, и трубопровод, соединенный с регулирующей арматурой, при этом из сепаратора СВССХА выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПНД, ведущий к БГКТ, и трубопровод с ГПНД, ведущий к КВС, при этом регулирующая арматура соединена с трубопроводом ЖПНД при помощи другого трубопровода, а также на выходе из КВС расположен трубопровод, соединенный с ОВС, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с ТССХА, из которого выходят два трубопровода - трубопровод с ЖПВД, ведущий к БГКТ, и трубопровод с ГПВД;
при этом на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПНД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
также на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
также на выходе из БГКТ расположен трубопровод ЖХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
также на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГХПВД, соединенный с клапаном Джоуля-Томпсона, на выходе из которого расположен трубопровод, соединенный с БГКТ;
также на выходе из БГКТ расположен трубопровод ГПВД, соединенный с ХССХА, на выходе из которого расположены трубопроводы ЖХПВД и ГХПВД, соединенные с БГКТ.
5. Установка сжижения природного газа по п. 4, отличающаяся тем, что один поток теплообменника предварительного охлаждения природного газа (ТПОПГ) соединен с трубопроводом ПГ, а второй - с трубопроводом ШФЛУ.
6. Установка сжижения природного газа по п. 4, отличающаяся тем, что первый поток теплообменника предварительного охлаждения смешанного хладагента (ТПОСХА) соединен с трубопроводом ПГ, а второй, третий и четвертый соединены с трубопроводами ЖПНД, ЖПВД, ГПНД.
| WO 2015142467 A1, 24.09.2015 | |||
| СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПОТОКА С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ УГЛЕВОДОРОДОВ | 2010 |
|
RU2537480C2 |
| СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЕВОГО ПОТОКА И СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2017 |
|
RU2749626C2 |
| WO 2011115760 A1, 22.09.2011 | |||
| US 10480851 B2, 19.11.2019. | |||
