Результат интеллектуальной деятельности: Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа

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

Природный газ как в настоящее время, так и в обозримом будущем является наиболее экологически чистым видом топлива. Российская Федерация занимает первое место в мире по разведанным запасам природного газа (25%) и его добыче (18%) (FranchExpert. Топ 10 газовых империй мира [Электронный ресурс] / URL:http://www.franchexpert.ru/node/194 (дата обращения 06.10.2017 г.)). Значительную долю доходной части бюджета страны обеспечивает трубопроводный экспорт природного газа. Однако с учетом современного снижения объема закупок природного газа, транспортируемого в европейские страны по системе магистральных трубопроводов, требуется развитие альтернативных способов транспорта природного газа от месторождения до потребителя. С учетом того, что значительная часть мощных газовых месторождений расположена в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока с плохо развитой инфраструктурой, а дефицит топлива сохраняется в странах тихоокеанского региона, одним из наиболее перспективных направлений экспорта природного газа становится морской транспорт сжиженного природного газа на специализированных газовозах. При этом формируется обладающая рядом недостатков цепочка самостоятельных предприятий.

Известен комплекс хранения сжиженного природного газа, содержащий криогенные емкости с сжиженным природным газом и атмосферный испаритель, блок запорно-предохранительной и контрольно- измерительной аппаратуры, а также криогенный насос высокого давления, обеспечивающий подачу сжиженного природного газа из емкостей в испаритель и размещенный внутри сооружения котлованного типа из железобетона, имеющего сверху песчаную обсыпку и разделенного на два помещения теплоизолированной стенкой, в одном из которых, оборудованном линией сброса избыточного давления с обратным клапаном, расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос высокого давления, а в другом расположен атмосферный испаритель, через который проходит линия подачи атмосферного воздуха с компрессором, направленная после испарителя в помещение, где расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос, а линия природного газа с запорно-регулирующей арматурой проходит от емкостей сжиженного природного газа через испаритель и направлена к потребителям (патент на изобретение RU 2446344 С1, МПК F17C 3/00, заявлен 24.01.2011 г., опубликован 27.03.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) невозможность регулирования качества сжиженного природного газа из-за отсутствия соответствующей аппаратуры для очистки сжиженного природного газа, например, удаления корродирующих компонентов (СO₂, H₂S, меркаптаны и т.д.) или компонентов с низкой теплотворной способностью (N₂ и т.д.);

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

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

Известен также способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации, согласно которому природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, очищают от примесей и компримируют перед разделением газа на технологический и продукционный потоки: технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, при этом технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, а жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (патент на изобретение RU 2541360 С1, МПК F25J 1/00, заявлен 20.02.2014 г., опубликован 10.02.2015 г.). Недостатками данного изобретения являются:

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

2) малоэффективное отделение тяжелых углеводородов от природного газа в сопловом аппарате детандера по причине использования однократной конденсации на одном псевдоконтактном устройстве, в то время как большая часть тяжелых углеводородов остается в газовом потоке.

Наиболее близок заявляемому изобретению комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности: звено сепарации и замера природного газа; звено очистки природного газа от ртути и метанола; звено очистки природного газа от кислых примесей; звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа; звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше, звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения и подзвено рецикла хладагента; звено хранения и компаундирования компонентов хладагента; звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа; звено отгрузки сжиженного природного газа, предусматривающее подзвено - терминал наземного исполнения и подзвено - терминал морского исполнения; звено компримирования отпарного газа, предусматривающее возврат отпарного газа в звено сжижения природного газа за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени до давления 2,0-3,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа и возвращают насыщенный влагой и примесями газ регенерации на третью ступень, на третьей ступени до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше и подзвене рецикла хладагента звена сжижения природного газа, для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа и хранения сжиженного природного газа; звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов (патент на изобретение RU 2629047 С1, МПК F25J 1/00, заявлен 17.10.2016 г., опубликован 24.08.2017 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) чрезмерно затратная очистка природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше, реализуемая в самостоятельном звене за счет низкотемпературного извлечения при температуре минус 30,0 - минус 90,0°С с использованием внешнего хладагента или за счет расширения сжатого природного газа в турбодетандере, так как даже при атмосферном давлении температура конденсации, например, пентана и гексана составляет 36,1 и 69,0°С, соответственно;

2) трехступенчатое компримирование отпарного газа для последующего сжижения, причем после второй ступени часть отпарного газа направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа с возвращением насыщенного влагой и примесями газа регенерации на третью ступень сжатия, однако при значительном объеме загрузки цеолита в адсорберах, характерном для продолжительности стадии адсорбции в течение 12-24 часов, количество отпарного газа может оказаться недостаточным для обеспечения процесса регенерации цеолитов;

3) нецелесообразное смешение части отпарного газа после трехступенчатого компримирования с очищенным от кислых примесей природным газом перед осушкой и очисткой от меркаптанов природного газа, поскольку часть отпарного газа между второй и третьей ступенями сжатия используется для регенерации цеолитов и будет содержать примеси влаги и меркаптанов.

При создании заявляемого изобретения была поставлена задача разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, обеспечивающей энергосбережение и достаточную вариативность функционирования системы при изменении условий ее работы.

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

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

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

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

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

- звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, подзвено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше и подзвено рецикла хладагента, представляющее собой замкнутый контур рециркулирующего хладагента, с проведением компримирования этого хладагента для обеспечения холодом звена сжижения природного газа;

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

- звено компримирования хладагента, предусматривающее компрессор для сжижения хладагента;

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

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

- звено компримирования отпарного газа, предусматривающее направление отпарного газа после первой ступени компрессора в полном объеме для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, при этом насыщенный влагой и примесями газ регенерации далее используют в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента, причем для повышения его теплотворной способности насыщенный влагой и примесями газ регенерации объединяют с тяжелыми углеводородами С₅ и выше после звена сжижения природного газа.

Целесообразно в случае недостатка отпарного газа после первой ступени компрессора звена компримирования отпарного газа объединять его с частью осушенного природного газа после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа.

Целесообразно в случае нехватки топлива для обеспечения бесперебойной работы компрессоров в звене компримирования хладагента насыщенный влагой и примесями газ регенерации после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа объединять с частью сырьевого природного газа, поступающего на комплекс.

Предлагаемая структура комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет:

1) снизить энергозатраты за счет введения звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше в качестве соответствующего подзвена в состав звена сжижения природного газа с удалением тяжелых углеводородов С₅ и выше методом отпаривания;

2) существенно снизить энергозатраты в звене компримирования отпарного газа за счет замены трехступенчатого сжатия отпарного газа на одноступенчатое;

3) увеличить продолжительности стадии адсорбции в адсорберах звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа за счет подачи отпарного газа после первой ступени компрессора в полном объеме для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, что упрощает управление работой данного звена;

4) улучшить условия регенерации цеолитов в звене осушки и очистки от меркаптанов природного газа за счет снижения давления отпарного газа как регенерирующего агента при его одноступенчатом сжатии;

5) обеспечить вариативность работы звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа за счет дополнительного использования в случае недостатка отпарного газа для проведения регенерации цеолитов части осушенного природного газа после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа;

6) использовать в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента весь объем насыщенного влагой и примесями газ регенерации цеолитов;

7) повысить теплотворную способность топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента за счет объединения насыщенного влагой и примесями газа регенерации с тяжелыми углеводородами С₅ и выше;

8) обеспечить бесперебойную работу компрессоров в звене компримирования хладагента в случае нехватки в качестве топлива для турбин компрессоров насыщенного влагой и примесями газа регенерации за счет объединения насыщенного влагой и примесями газа регенерации с частью сырьевого природного газа, поступающего на комплекс.

На чертеже представлена схема, иллюстрирующая заявляемый комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, с использованием следующих обозначений:

100 - блок подготовки;

101 - звено сепарации и замера природного газа;

102 - звено очистки природного газа от ртути и метанола;

103 - звено очистки природного газа от кислых примесей;

104 - звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа;

200 - блок сжижения;

201 - звено сжижения природного газа;

202 - звено хранения и компаундирования компонентов хладагента;

203 - звено компримирования хладагента;

300 - блок хранения и отгрузки;

301 - звено хранения сжиженного природного газа;

302 - звено отгрузки сжиженного природного газа;

303 - звено компримирования отпарного газа; 1-19 - линии.

Сырьевой природный газ из магистрального трубопровода подают в блок подготовки 100, содержащий следующие звенья: звено сепарации и замера природного газа 101, звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, звено очистки природного газа от кислых примесей 103 и звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104. Сырьевой природный газ поступает по линии 1 с температурой 0-20°С и давлением до 9,8 МПа в звено сепарации и замера природного газа 101, где происходит удаление из природного газа жидкостной пробки и поддержание давления на уровне не более 8,5 МПа и температуры на уровне 20°С для стабильной работы остальных звеньев комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа. Далее отсепарированный природный газ по линии 2 направляют в звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, где предварительно подогретый природный газ последовательно пропускают через адсорберы и промывочную колонну, соответственно. Очищенный от ртути и метанола природный газ по линии 3 поступает в звено очистки природного газа от кислых примесей 103, где проходит колонну аминовой очистки, после чего охлаждается за счет последовательной передачи тепла потокам очищенного от ртути и метанола природного газа и отсепарированного природного газа. Очищенный от кислых примесей природный газ по линии 4 направляют в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104, где газ параллельно пропускают в нисходящем направлении через адсорберы для удаления с помощью цеолитов оставшейся воды до уровня, близкого к нулю, и для удаления с помощью слоя селективного адсорбента меркаптанов. Регенерация цеолитов осуществляется потоком нагретого отпарного газа, поступающего по линии 11 после первой ступени компрессора звена компримирования отпарного газа 303 блока хранения и отгрузки 300. После проведения регенерации цеолитов насыщенный влагой и примесями газ регенерации поступает по линии 12 в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента 203 блока сжижения 200. В тех случаях, когда количество насыщенного влагой и примесями газа регенерации, поступающего по линии 12 на турбины компрессоров в звене компримирования хладагента газ в качестве топлива, недостаточно для эффективной работы турбин, в линию 12 по линии 14 вводят расчетное количество сырьевого природного газа, поступающего на комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа по линии 1.

Осушенный природный газ по линии 5 подают в блок сжижения природного газа 200, включающий: звено сжижения природного газа 201, содержащее подзвено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше, подзвено непосредственно сжижения и подзвено рецикла хладагента (на схеме не указаны), звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 202 и звено компримирования хладагента 203. Осушенный природный газ по линии 5 поступает в звено сжижения природного газа 201 и вводится в отпарную колонну, где контактирует с отсепарированной жидкостью, образующейся на стадии предохлаждения подготовленного природного газа, при этом газ отпаривает из жидкости более легкие компоненты, а жидкость захватывает более тяжелые. Далее обогащенную тяжелыми углеводородами жидкость в виде нестабильного конденсата по линии 15 объединяют с насыщенным влагой и примесями газом регенерации по линии 12 для повышения теплотворной способности отпарного газа в качестве топлива для турбин компрессоров в звене компримирования хладагента 203, а подготовленный природный газ по нескольким параллельным линиям сжижения звена сжижения природного газа 201 подвергается конденсации. Каждая линия сжижения подготовленного природного газа состоит из трех последовательно соединенных теплообменников: предварительного холодильника, ожижителя и переохладителя. Подготовленный природный газ последовательно охлаждают сначала до минус 40 - минус 70°С, отделяя при этом сконденсировавшуюся жидкость в сепараторе, затем полностью конденсируют при температуре минус 90 - минус 120°С, а после дросселирования до промежуточного давления 2,0-2,5 МПа переохлаждают до температуры минус 150 - минус 155°С. Переохлажденный сжиженный природный газ по линии 6 направляется в звено хранения сжиженного природного газа 301 блока хранения и отгрузки 300.

Холодопроизводительность для звена сжижения природного газа 201 обеспечивают замкнутым циклом смешанного хладагента, содержащего азот, метан, а также, в зависимости от источника индивидуальных веществ, этан, этилен, пропан, пропилен и бутан. Хранение индивидуальных веществ и получение хладагента необходимого состава осуществляют в звене хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, из которого по линии 16 выполняют подпитку хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа 201. В звене компримирования хладагента 203 для сжатия хладагента, поступающего по линии 17 из звена сжижения природного газа 201 при температуре минус 10 - плюс 15°С и давлении 0,7 МПа, применяют компрессор. Хладагент сжимают на первой стадии цикла компрессора до 2,77 МПа. После охлаждения компримированного хладагента от температуры 85-105°С до 2-35°С (в зависимости от климатических условий) и частичной конденсации под действием окружающего воздуха осуществляют отделение жидкости от газа, далее газ дополнительно сжимают на второй стадии цикла компрессора до 5,0 МПа с последующей отправкой по линии 18 в звено сжижения природного газа 201, а жидкость по линии 19 направляют в змеевик предварительного охлаждения звена сжижения природного газа 201, где переохлаждают до температуры минус 40 - минус 70°С и в последствии дросселируют в клапане до давления 0,7 МПа.

Блок хранения и отгрузки 300 включает: звено хранения сжиженного природного газа 301, звено отгрузки сжиженного природного газа 302, предусматривающее подзвено - терминал наземного исполнения и подзвено - терминал морского исполнения, и звено компримирования отпарного газа 303. Звено хранения сжиженного природного газа 301, куда направляется переохлажденный сжиженный природный газ по линии 6 после звена сжижения природного газа 201 блока сжижения 200, включает необходимое количество резервуаров, снабженных насосами, которые перекачивают сжиженный природный газ по линии 7 в звено отгрузки сжиженного природного газа 302. Отпарные газы, образующиеся при хранении сжиженного природного газа в резервуарах, по линии 9 подают в звено компримирования отпарного газа 303. После звена отгрузки сжиженного природного газа 302 сжиженный природный газ направляют по линии 8 на налив в газовоз для отгрузки потребителям. При отгрузке сжиженного природного газа также образуется отпарной газ, который подают из звена отгрузки сжиженного природного газа по линии 10 в звено компримирования отпарного газа 303, откуда компримированный отпарной газ по линии 11 направляют для регенерации цеолитов в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104. В тех случаях, когда количество отпарного газа недостаточно для проведения эффективной регенерации цеолитов в линию 11 вводят по линии 13 расчетное количество осушенного природного газа после звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104.

Таким образом, заявленный комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет решить задачу разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, обеспечивающей как энергосбережение на стадии компримирования отпарного газа за счет одноступенчатого, вместо предложенного в прототипе трехступенчатого, компримирования отпарного газа и использование всего потока отпарного газа сначала в качестве газа регенерации, так и достаточную вариативность функционирования системы при изменении исходных условий ее работы для звена осушки и очистки от меркаптанов природного газа и для звена компримирования хладагента за счет используемого в качестве топлива для турбин этого звена насыщенного водой и примесями газа регенерации. Кроме того, энергосбережению способствует введение звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше в качестве соответствующего подзвена в состав звена сжижения природного газа, обеспечивающее проведение менее энергозатратного удаления тяжелых углеводородов С₅ и выше из осушенного природного газа путем его промывки сконденсированной жидкостью, образующейся на стадии предохлаждения.