Комплекс сжижения природного газа Российский патент 2024 года по МПК F25J1/00 F25J3/08 B01D53/00 

Изобретение относится к области рационального использования природных ресурсов и может быть использовано в газодобывающей, газоперерабатывающей и газохимической отраслях промышленности.

Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению производственный кластер [RU 2685099, опубл. 16.04.2019 г., СПК B01D 53/00, B01D 2257/11, B01D 2257/304, B01D 2257/504, B01D 2257/702], включающий по крайней мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения 100 и 200 для добычи газовых и/или газоконденсатных смесей с разным содержанием кислых примесей и углеводородов С₂₊, установки комплексной подготовки газа (УКПГ) 300 на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, предназначенные для разделения добываемой на месторождениях газоконденсатной смеси на природный газ и стабильный конденсат, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) 400, систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями (ДКС) 500.

При этом УКПГ 300 первого месторождения включает блок (установку) предварительной очистки и осушки 301 (обеспечивающий подготовку газа: удаление из газа механических примесей, капельной влаги и капель сконденсированных углеводородов, а также абсорбционную или адсорбционную осушку газа) оснащен отгрузочным трубопроводом стабильного газового конденсата 2 и магистральным трубопроводом подготовленного природного газа 3, на котором расположена ДКС 500, оснащенная магистральным трубопроводом 4, который соединен с магистральным трубопроводом очищенного от кислых примесей и тяжелых углеводородов природного газа (метановой фракции) 12, после которого полученную смесь газов по трубопроводу 4 транспортируют на завод по производству СПГ 400 (завод СПГ), который оснащен отгрузочным криогенным трубопроводом СПГ 5.

УКПГ 300 второго месторождения также включает блок предварительной очистки и осушки 301 и, кроме того, установку очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов 302 и газофракционирующую установку 303. При этом блок предварительной очистки и осушки 301 второго месторождения оснащен отгрузочным трубопроводом стабильного газового конденсата 7 и соединен с магистральным трубопроводом подготовленным природного газа 8, на котором последовательно расположены: ответвление трубопровода части подготовленного природного газа 11, соединенное с установкой 302, соединение с трубопроводом углеводородов С₂₊ 14 и соединение с трубопроводом части этана 15, после которого полученную смесь газов по трубопроводу 9 поступает на ДКС 500, с помощью которой по трубопроводу 10 транспортируют промышленным и коммунальным потребителям 600.

На установке 302 часть подготовленного природного газа, поступившую по трубопроводу 11, разделяют на кислые примеси, подаваемые по трубопроводу 20 на установку Клауса 800 (установку утилизации кислых газов) с трубопроводом серы 21, метановую фракцию, подаваемую по трубопроводу 12 в трубопровод 4, и углеводороды С₂₊, выводимые по трубопроводу 13, частью подаваемые по линии 14, а частью подаваемые на установку 303 для разделения на этан (этановую фракцию), подаваемый в трубопровод 9 по трубопроводу 15 и на газохимическое производство 700 по трубопроводу 18, пропан-бутановую фракцию, выводимую по трубопроводу 17 в качестве товарной продукции, и пентан-гексановую фракцию, подаваемую в трубопровод 7 по трубопроводу 16.

При этом следует отметить, что завод по производству СПГ 400 обязательно должен включать установку очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов, аналогичную установке 302, но с дополнительной функцией глубокой доосушки газа до температуры точки росы не выше минус 100-110 °С и опциональной функцией очистки от паров ртути.

Недостатками известного производственного кластера (комплекса) являются: неработоспособность при наличии сернистых соединений в продукции скважин месторождений 100 и/или 200, а также из-за невозможности смешения потоков метановой фракции 12 и подготовленного газа 4, а, кроме того, низкое качество газа, поступающего потребителям 600 и низкая производительность газохимического производства.

Неработоспособность известного комплекса обусловлена отсутствием очистки от кислых примесей, прежде всего, сероводорода, части подготовленного природного газа, подаваемой по трубопроводу 9 (после смешения с углеводородами С₂₊ и этановой фракцией) через ДКС 500 и далее по трубопроводу 10 промышленным и коммунальным потребителям 600, а также подготовленного природного газа, подаваемого по трубопроводу 4 при наличии в нем сернистых соединений и высокого содержания углекислоты. Наличие кислых примесей, включая сернистые соединения, приведет к недопустимо высокой скорости коррозии трубопроводов 8-11. В соответствии с нормативными требованиями содержание кислых компонентов в природном газе, транспортируемом по магистральному трубопроводу, жестко ограничено, что не обеспечивается известным комплексом.

Кроме того, неработоспособность известного комплекса обусловлена невозможностью непосредственного смешения метановой фракции (трубопровод 12) и подготовленного природного газа (трубопровод 4) в связи с тем, что метановая фракция имеет более низкое давление. Подготовленный природный газ в трубопроводах 8 и 11 имеет давление, близкое к давлению подготовленного природного газа в трубопроводе 3, которое, как правило, ниже или немного выше критического давления природного газа и находится обычно в интервале 2,0 - 5,5 МПа. Из-за гидравлического сопротивления оборудования установки 302 давление метановой фракции в трубопроводе 12 будет еще ниже. В то же время давление подготовленного природного газа в трубопроводе 4 после ДКС 500 будет существенно выше критического, как правило 10 МПа или более. То есть непосредственное смешение метановой фракции (трубопровод 12) и подготовленного природного газа (трубопровод 4) невозможно. Для корректного осуществления смешения указанных потоков требуется оснащение установки 302 дополнительной ДКС, располагаемой на входе или на выходе с установки, что не предусмотрено известным комплексом.

Низкое качество газа, поступающего по магистральному трубопроводу 10 потребителям 600 (товарного газа), обусловлено его низкой теплотворной способностью, особенно при высоком содержании углекислоты в продукции скважин 6.

Кроме того, низкая теплотворная способность природного газа в трубопроводах 8 и 9 требует добавления к нему потоков с высокой теплотворной способностью - 1,8 млн т в год потока углеводородов С₂₊ по трубопроводу 14 (таблица 2) или 0,83 млн т в год этановой фракции по трубопроводу 15 (таблица 3) в трубопровод части подготовленного газа 9. При этом поток оба потока 14 и 15 углеводородов С₂₊ содержат ценный нефтехимический продукт - этан в количестве 58,5% мол. и 97,3% мол., соответственно, что приводит к снижению производительности газохимического производства.

Задача изобретения - обеспечение работоспособности комплекса, повышение качества товарного газа, повышение производительности газохимического производства.

Технический результат - обеспечение работоспособности комплекса - достигается: расположением установок очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки на трубопроводах подготовленного природного газа перед ДКС всех месторождений, а также соединением трубопровода компримированного очищенного и осушенного газов первого месторождения с трубопроводом части компримированного очищенного и осушенного газов второго месторождения.

Повышение качества товарного газа достигается расположением установки очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки на трубопроводе подготовленного природного газа второго месторождения.

Повышение производительности газохимического производства достигается исключением соединения трубопровода углеводородов С₂₊ (16) или трубопровода этановой фракции (14) с трубопроводом части подготовленного природного газа (9). Регулирование калорийности товарного газа осуществляется при этом смешением с по меньшей мере частью пропан-бутановой фракции.

Заявленный технический результат достигается тем, что в комплексе, который включает по меньшей мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения, установки комплексной подготовки газа на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, завод по производству сжиженного природного газа, промышленных и коммунальных потребителей, газохимическое производство, а также систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями, при этом установка комплексной подготовки газа первого месторождения включает установку предварительной очистки и осушки, оснащенную трубопроводом стабильного газового конденсата, а дожимная компрессорная станция первого месторождения соединена магистральным трубопроводом с заводом СПГ, оснащенным трубопроводом СПГ, установка комплексной подготовки газа второго месторождения включает установку предварительной очистки и осушки, оснащенную трубопроводом стабильного газового конденсата, а также установку газофракционирования, соединена трубопроводом кислых примесей с установкой утилизации кислых примесей и соединена с дожимной компрессорной станцией, установка газофракционирования оснащена трубопроводом пропан-бутановой фракции и соединена трубопроводом этановой фракции с газохимическим производством, кроме того, трубопроводы стабильного газового конденсата соединены с трубопроводами тяжелых углеводородов, особенностью является то, что установки комплексной подготовки газа обоих месторождений дополнительно включают дожимные компрессорные станции и установки очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки, которые трубопроводами кислых примесей соединены с установками утилизации кислых примесей, оснащенными линиями вывода отходящих газов, оборудованы трубопроводами тяжелых углеводородов и соединены с дожимными компрессорными станциями трубопроводами очищенного и осушенного природного газа, при этом дожимная компрессорная станция установки комплексной подготовки газа первого месторождения оснащена линией компримированного очищенного и осушенного природного газа, к которой примыкает трубопровод части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения, а дожимная компрессорная станция установки комплексной подготовки газа второго месторождения соединена с установкой газофракционирования трубопроводами по меньшей мере части компримированного очищенного и осушенного газа и метановой фракции, и оснащена трубопроводами товарного природного газа и части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения, кроме того, завод СПГ включает установки доосушки и сжижения природного газа.

При необходимости регулирования теплотворной способности товарного природного газа и/или СПГ, трубопроводы товарного природного газа и части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения соединены с трубопроводом пропан-бутановой фракции.

При наличии соответствующих перерабатывающих мощностей газохимическое производство или трубопровод этановой фракции также могут быть соединены с трубопроводом пропан-бутановой фракции.

При необходимости установка очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки месторождения, питающего сырьем завод СПГ или установка доосушки природного газа на заводе СПГ дополнительно оснащены блоком удаления ртути.

При необходимости, при наличии сероводорода и/или меркаптанов в продукции скважин того или иного месторождения, установки утилизации кислых примесей УКПГ этих месторождений дополнительно оснащены трубопроводами вывода элементной серы.

При необходимости установки предварительной очистки и осушки соединены с трубопроводами попутного нефтяного газа близлежащих нефтегазовых месторождений.

Установка предварительной очистки и осушки включает, например, блоки низкотемпературной сепарации, стабилизации газового конденсата и метанольное хозяйство с установкой регенерации метанола. Установка газофракционирования включает не менее двух ректификационных колонн со вспомогательным оборудованием. Установка утилизации кислых примесей включает установку получения элементной серы по любой известной технологии и/или инсинератор. Установка очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки включает блоки абсорбционной или адсорбционной очистки от кислых примесей, абсорбционной или низкотемпературной очистки от тяжелых углеводородов, абсорбционной или адсорбционной осушки. Газохимическое производство может представлять собой, например, производство полимеров. Остальные составляющие комплекса могут быть выполнены любым образом, известным из уровня техники.

Предлагаемый комплекс показан на чертеже и включает по меньшей мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения (условно показано два месторождения, первое 100 и второе 200, каждое из которых может содержать два и более мелких месторождений),

- УКПГ 101 первого и 201 второго месторождений, установки предварительной очистки и осушки 111 в составе УКПГ 101 и 211 в составе УКПГ 201,

- установки очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов и осушки сырьевого газа 112 в составе УКПГ 101 и 212 в составе УКПГ 201,

- установки утилизации кислых примесей 113 в составе УКПГ 101 и 213 в составе УКПГ 201,

- ДКС 114 в составе УКПГ 101 и 214 в составе УКПГ 201,

- установку газофракционирования 215 в составе УКПГ 201,

- установки доосушки 301 и сжижения природного газа 302 в составе завода СПГ 300,

а также промышленных и коммунальных потребителей 400 и газохимическое производство 500.

При работе предлагаемого комплекса продукция скважин по трубопроводам 1001 и 2001 месторождений 100 и 200, здесь и далее - соответственно, поступает на установки комплексной подготовки газа 101 и 201, где на установках предварительной очистки и осушки 111 и 211 очищается от механических примесей, углеводородов С₅₊, которые выводят в виде стабильного газового конденсата по трубопроводам 1002 и 2002, метанола и воды, которые в виде водометанольного раствора утилизируют в пределах установок 111 и 211.

С установок 111 и 211 подготовленный природный газ по трубопроводам 1003 и 2003 подают на установки 112 и 212, из которых по трубопроводам 1104 и 2004 в трубопроводы 1002 и 2002 выводят тяжелые углеводороды, по трубопроводам 1005 и 2005 в ДКС 114 и 214 выводят очищенный и осушенный природный газ, а по трубопроводам 1006 и 2006 кислые примеси подают в установки 113 и 213, где последние утилизируют с получением отходящего газа, выводимой по трубопроводам 1007 и 2007, и, возможно, элементной серы, выводимой по трубопроводам 1008 и 2008 (показано пунктиром).

Очищенный и осушенный газ, поступающий по трубопроводу 1005, компримируют в ДКС 114, компримированный очищенный и осушенный природный газ подают в магистральный газопровод 1009, смешивают с первым потоком компримированного очищенного и осушенного природного газа, поступающего по трубопроводу 2013, а полученную смесь по магистральному трубопроводу 1010 направляют на завод СПГ 300, где доосушают на установке 301, сжижают на установке 302 и выводят в качестве товарного СПГ по трубопроводу 3001.

Очищенный и осушенный газ, поступающий по трубопроводу 2005, компримируют в ДКС 214 и разделяют на два потока:

- первый поток по трубопроводу 2013 направляют на смешение,

- часть второго потока по трубопроводу 2009 направляют на установку 215, где фракционируют с получением трех фракций:

- этановой фракции, которую подают по трубопроводу 2014 на газохимическое производство 500,

- пропан-бутановой фракции, которую (или, возможно, фракции индивидуальных углеводородов) выводят по трубопроводу 2010,

- метановой фракции, которую по трубопроводу 2011 возвращают на ДКС 214, где компримируют, смешивают с оставшейся частью второго потока, компримированного очищенного и осушенного природного газа и по трубопроводу 2012 направляют потребителям 400

При необходимости регулирования теплотворной способности товарного природного газа и/или СПГ пропан-бутановую фракцию из трубопровода 2010 подают в трубопровод товарного природного газа 2012 и/или в трубопровод 2013 смеси метановой фракции со вторым потоком компримированного очищенного и осушенного природного газа (показано пунктиром).

При наличии соответствующих перерабатывающих мощностей, на газохимическое производство 500 непосредственно или в трубопровод 2014 также подают пропан-бутановую фракцию или фракции индивидуальных углеводородов для переработки (показано пунктиром).

При необходимости на установке 112 или на установке 301 природный газ дополнительно очищают от паров ртути.

При необходимости на установки 111 и 211 по трубопроводам 1007 и 2015 подают попутный нефтяной газ близлежащих нефтегазовых месторождений.

Работоспособность комплекса подтверждается примером.

5,80 млн т/год продукции скважин (трубопровод 1001) месторождения 100 содержащей, % об. (без учета воды и метанола): метан 96,53; этан 0,87; азот 0,92; углекислый газ 0,60, сероводород 0,11; углеводороды С₃₊ остальное, при 0 °С и 12,0 МПа подают на установку, где перерабатывают на установках 111-113 и компримируют на ДКС 114 с получением 0,25 млн т/год стабильного газового конденсата (трубопровод 1002), 0,01 млн т/год тяжелых углеводородов (трубопровод 1004) и 5,40 млн т/год компримированного очищенного и осушенного природного газа (трубопровод 1005), который смешивают с 5,50 млн т/год первого потока компримированного очищенного и осушенного природного газа (трубопровод 2013) и направляют на завод СПГ 300, где получают 9,9 млн т/год сжиженного природного газа (трубопровод 3001).

21,20 млн т/год продукции скважин (трубопровод 2001) месторождения 200 содержащей, % об. (без учета воды и метанола): метан 82,43; этан 6,69; азот 0,87; углекислый газ 4,27, сероводород 0,04; углеводороды С₃₊ остальное, при -2 °С и 10,0 МПа подают на установку, где перерабатывают на установках 211-213 с получением 1,24 млн т/год стабильного газового конденсата (трубопровод 2002), 0,02 млн т/год тяжелых углеводородов (трубопровод 2004) и 17,8 млн т/год очищенного и осушенного природного газа (трубопровод 2005), который подают на ДКС 214, где его компримируют и разделяют на первый поток, направляемый на смешение, и второй поток, 8,3 млн т/год из которого направляют на установку 215.

Очищенный и осушенный газ 2005 компримируют в ДКС 214 и разделяют на два потока, первый поток по трубопроводу 2013 направляют на смешение, а 8,30 млн т/год второго потока по трубопроводу 2009 направляют на установку 215, где фракционируют с получением 0,91 млн т/год этановой фракции, которую в качестве сырья подают по трубопроводу 2014 на газохимическое производство 500, 0,93 млн т/год пропан-бутановой фракции, которую выводят по трубопроводу 2010, а также 6,46 млн т/год метановой фракции, которую по трубопроводу 2011 возвращают на ДКС 214, где компримируют, смешивают с оставшейся частью второго потока компримированного очищенного и осушенного природного газа и в качестве товарного газа (содержание примесей кислых компонентов ниже нормативных требований, низшая объемная теплота сгорания 35,3 МДж/м³) в количестве 10,49 млн т/год по трубопроводу 2012 направляют потребителям 400. Глубина извлечения этана принята 95 %.

В комплексе по прототипу в условиях примера товарный газ (трубопровод 9, фиг.1) содержит 295 мг/м³ сероводорода при норме не более 7 мг/м³ и не может транспортироваться по магистральному трубопроводу, а производительность газохимического производства 700 по сырью составила 0,83 млн т/год.

Таким образом, предлагаемый комплекс работоспособен, обеспечивает повышение качества товарного газа до нормативного, повышение производительности газохимического производства по сырью и может быть использован в промышленности.

Изобретение относится к газодобывающей, газоперерабатывающей и газохимической отраслям промышленности. Комплекс сжижения природного газа включает два газовых и/или газоконденсатных месторождения 100 и 200, установки комплексной подготовки газа (УКПГ) 101 и 201 первого и второго месторождений, установки предварительной очистки и осушки 111 в составе УКПГ 101 и 211 в составе УКПГ 201, установки очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов и осушки сырьевого газа 112 в составе УКПГ 101 и 212 в составе УКПГ 201, установки утилизации кислых примесей 113 в составе УКПГ 101 и 213 в составе УКПГ 201, ДКС 114 в составе УКПГ 101 и 214 в составе УКПГ 201, установку газофракционирования 215 в составе УКПГ 201, установки доосушки 301 и сжижения природного газа 302 в составе завода СПГ 300, а также потребителей 400 и газохимическое производство 500. Дожимная компрессорная станция УКПГ первого месторождения соединена с трубопроводом части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения, а дожимная компрессорная станция УКПГ второго месторождения соединена с установкой газофракционирования трубопроводами части компримированного очищенного и осушенного газа и метановой фракции. Технический результат - повышение качества товарного газа и производительности газохимического производства. 1 ил.

Комплекс сжижения природного газа, включающий по меньшей мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения, установки комплексной подготовки газа на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, завод по производству сжиженного природного газа, промышленных и коммунальных потребителей, газохимическое производство, а также систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями, при этом установка комплексной подготовки газа первого месторождения включает установку предварительной очистки и осушки, оснащенную трубопроводом стабильного газового конденсата, а дожимная компрессорная станция первого месторождения соединена магистральным трубопроводом с заводом сжижения природного газа, оснащенным трубопроводом сжиженного природного газа, установка комплексной подготовки газа второго месторождения включает установку предварительной очистки и осушки, оснащенную трубопроводом стабильного газового конденсата, а также установку газофракционирования, соединена трубопроводом кислых примесей с установкой утилизации кислых примесей и соединена с дожимной компрессорной станцией, установка газофракционирования оснащена трубопроводом пропан-бутановой фракции и соединена трубопроводом этановой фракции с газохимическим производством, кроме того, трубопроводы стабильного газового конденсата соединены с трубопроводами тяжелых углеводородов, отличающийся тем, что установки комплексной подготовки газа каждого месторождения дополнительно включают дожимные компрессорные станции и установки очистки от кислых примесей, тяжелых углеводородов и осушки, которые трубопроводами кислых примесей соединены с установками утилизации кислых примесей, оснащенными линиями вывода отходящих газов, оборудованы трубопроводами тяжелых углеводородов и соединены с дожимными компрессорными станциями трубопроводами очищенного и осушенного природного газа, при этом дожимная компрессорная станция установки комплексной подготовки газа месторождения, питающего сырьем завод СПГ, оснащена линией компримированного очищенного и осушенного природного газа, к которой примыкает трубопровод части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения, а дожимная компрессорная станция установки комплексной подготовки газа второго месторождения соединена с установкой газофракционирования трубопроводами по меньшей мере части компримированного очищенного и осушенного газа и метановой фракции, и оснащена трубопроводами товарного природного газа и части очищенного и осушенного природного газа второго месторождения, кроме того, завод сжижения природного газа включает установки доосушки и сжижения природного газа.