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 одновременно наиболее экологически чистым видом топлива и ценным сырьем для газо- и нефтехимических предприятий. Российская Федерация занимает первое место в мире по разведанным запасам природного газа (25%) и его добыче (18%). Трубопроводный экспорт природного газа обеспечивает значительную долю доходной части бюджета страны. Однако с учетом современного снижения объема закупок природного газа, транспортируемого в европейские страны по системе магистральных трубопроводов, необходимо развитие иных путей транспорта природного газа от месторождения до потребителя. С учетом того, что значительная часть мощных газовых месторождений расположена в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока, а дефицит топлива сохраняется в странах тихоокеанского региона, одним из наиболее перспективных направлений экспорта природного газа становится морской транспорт сжиженного природного газа на специализированных судах. При этом формируется цепочка самостоятельных предприятий, обладающая рядом недостатков.

Известен также интегрированный способ сжижения природного газа и выделения жидкости из природного газа, включающий охлаждение потока исходного сырья, содержащего легкие углеводороды, в одном или более теплообменниках, где указанный исходный поток охлаждается и частично конденсируется за счет косвенного теплообмена, поступает в газожидкостной холодный сепаратор с разделением на верхний газообразный и нижний жидкий потоки, которые далее поступают в фракционирующую систему с ректификационными колоннами разделения легких фракций и тяжелых фракций (а) или колонну-деметанизатор (б), при этом верхний газообразный поток вводят в нижнюю часть ректификационной колоны, разделяющей легкие фракции, (а) или в верхнюю часть колонны-деметанизатора (б), а нижний жидкий поток вводят в среднюю часть ректификационной колонны, разделяющей тяжелые фракции, (а) или среднюю часть колонны-деметанизатора (б), вывод газовых и жидкостных потоков из фракционирующей системы осуществляют соответственно с верха и низа фракционирующих колонн (а) или колонны-деметанизатора (б), при этом если система фракционирования имеет легкий и тяжелый остатки фракционирующих колонн, то кубовый поток жидкости из нижней части колонны разделения легких фракций вводят в верхнюю часть ректификационной колонны разделения тяжелых фракций (а) (патент US 20140182331 A1, МПК F25J 3/02, заявлен 30.12.2013, опубликован 03.07.2014).

Недостатками данного изобретения являются:

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

2) отсутствие очистки природного газа от паров воды и диоксида углерода, осложняющих их эксплуатацию оборудования комплекса, работающего под высоким давлением;

3) проблематичность реализации данного способа сжижения природного газа, содержащего гелий, азот, метан, этан, углеводороды С₃ и выше, по причине неизбежного содержания ингибиторов образования кристаллогидратов в поступающем природном газе;

4) отсутствие связи с дальнейшей системой транспорта сжиженного природного газа, накладывающее ограничения на значения параметров товарного продукта (температура и давление);

5) отсутствие системы утилизации природного газа и его компонентов, необходимой при их аварийных сбросах, а также при последующем хранении сжиженного газа в резервуарах.

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 C1, МПК F17С03/00, заявлен 24.01.2011, опубликован 27.03.2012).

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 или компонентов с низкой теплотворной способностью;

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

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

Известен метод декантирования криогенной жидкости из резервуара, состоящий из стадий: а) подачи криогенной жидкости из резервуара для хранения в виде сосуда Дьюара, что создает газ в результате разгерметизации и подогрева криогенной жидкости, б) подачи газа, созданного на стадии а) в клапан выхода, и в) подачи генерированного газа на пирофакел для сгорания (патент WO 2015142645 A1, МПК F17С 9/02, заявлен 13.03.2015, опубликован 24.09.2015).

Основным недостатком данного изобретения является нерациональное сжигание газа с одновременным нанесением экологического ущерба окружающей среде.

Известен 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 2541360C1, МПК F25J01/00, заявлен 20.02.2014, опубликован 10.02.2015).

Недостатками данного изобретения являются:

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

неэффективность отделения тяжелых углеводородов от природного газа в сопловом аппарате детандера по причине обеспечения в данном случае отделения тяжелых углеводородов с помощью однократной конденсации на одном псевдоконтактном устройстве, когда большая часть тяжелых углеводородов остается в газовом потоке и далее безвозвратно теряется как потенциальное нефтехимическое сырье;

узкая направленность изобретения: сжижение небольшой части природного газа, поступающего в одну из газораспределительных станций г. Екатеринбурга и транспортируемого потребителю автотранспортом, делает невозможным использование разработанных решений для сжижения млрдм³/год природного газа мощных восточных месторождений.

Анализ патентной и технической литературы показал, что для создания возможности эффективной разработки и эксплуатации новых мощных и удаленных месторождений природного газа, его последующей переработки с получением широкого ассортимента продуктов газо- и нефтехимии и высококачественного товарного сжиженного природного газа недостаточно строительство ряда многочисленных самостоятельных предприятий.

При создании изобретения ставилась задача разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо- и нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду.

Поставленная задача может быть решена за счет того, что формируется 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, 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 очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90 ^оС в зависимости от исходного содержания этих примесей в природном газе посредством использования внешнего хладагента или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения сжиженного газа;

- звено сжижения природного газа, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено рецикла хладагента, представляющее собой замкнутый контур рециркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, 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 возврат отпарного газа в звено сжижения 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 природного газа от меркаптанов 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, предусматривающее превращение содержащихся в стабильном конденсате меркаптанов в сульфиды.

Предлагаемая звеньевая структура комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа позволяет за счет наличия как традиционных прямых связей, так и дополнительных обратных:

- совместить в границах единого комплекса непрерывный процесс переработки природного газа с получением товарного сжиженного природного газа и стабильного конденсата, непрерывный процесс налива и хранения товарного сжиженного природного газа в резервуарах и периодический процесс отгрузки сжиженного природного газа в газовозы;

- обеспечить стабилизацию температуры природного газа независимо от параметров сырьевого природного газа и температуры окружающей среды;

- обеспечить очистку природного газа от примесей ртути и метанола, сероводорода и двуокиси углерода, меркаптанов и воды;

- обеспечить в ходе реализации технологического процесса переработки природного газа сжатие газа с целью создания давления, необходимого для процесса сжижения природного газа и самотечного транспорта сжиженного природного газа к звену хранения сжиженного природного газа;

- выделить из природного газа тяжелые углеводороды С₅ и выше, одновременно получая при этом крупнотоннажное сырье нефтехимической промышленности и исключая риски образования твердых отложений в виде кристаллизированных углеводородов в сжиженном природном газе;

- сформировать различные комбинации хладагента путем смешения индивидуальных веществ, полученных путем извлечения из природного газа индивидуальных веществ или приобретенных со стороны;

- обеспечить подпитку хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа;

- сформировать оптимальную систему хранения сжиженного природного газа в месте расположения комплекса;

- обеспечить за счет обратных связей транспортировку отпарного газа из морского хранилища и/или газовоза с сжатием его холодным компрессором до 0,2 МПа и последующим впрыском в поток отпарного газа сжиженного природного газа для поддержания температуры минус 160 ^оС в систему сжижения для последующего использования.

Целесообразно в звене очистки природного газа от кислых примесей со стадии регенерации насыщенного абсорбента в качестве товарного продукта выводить поток чистой двуокиси углерода.

Целесообразно в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше удаление примесей осуществлять за счет низкотемпературной ректификации с использованием эффекта расширения посредством детандера, последующего абсорбционного фракционирования, стабилизации конденсата и компримирования очищенного природного газа для подачи в звено сжижения природного газа или за счет короткоцикловой адсорбции на цеолитах с получением очищенного газа, направляемого в звено сжижения природного газа, и отдувочного газа, направляемого на компримирование и последующую сепарацию с получением отсепарированного газа, используемого в качестве топлива или в системе сжижения, и отсепарированной жидкости, подаваемой на стабилизацию для выработки товарного конденсата, что позволяет снизить энергетические затраты за счет производства холода в детандере с одновременной передачей крутящего момента на вал компрессора, а также капитальные и эксплуатационные затраты на проведение короткоцикловой адсорбционной очистки благодаря значительному уменьшению размеров адсорберов и объему загруженных цеолитов.

Целесообразно также дожимное сжатие природного газа в звене очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше осуществлять до давления 7,5 МПа, что позволяет транспортировать сжиженный природный газ от звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше до звена хранения сжиженного природного газа и передавливать сжиженный природный газ из резервуаров хранения в газовозы.

На фигуре 1 представлена схематичная иллюстрация заявляемого комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа, где используются следующие обозначения:

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;

105 – звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше;

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;

304 – звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов;

1-20 – 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, звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104 и звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105. Сырьевой природный газ поступает по линии 1 с температурой 0-20 °С и давлением до 11,0 МПа в звено сепарации и замера природного газа 101, где происходит удаление из природного газа жидкостной пробки и поддержание давления на уровне не более 7,0 МПа и температуры на уровне 20 °С для стабильной работы остальных звеньев комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа. Отсепарированный природный газ далее по линии 2 направляют в звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, где предварительно подогретый газ последовательно пропускают через адсорберы и промывочную колонну, соответственно. Периодическая регенерация цеолитов осуществляется при температуре 220-240 °С за счет собственного подготовленного природного газа – на стадии пуска и за счет отпарного газа – на стадии эксплуатации, подогрев которых осуществляется с помощью горячего масла или водяного пара. Очищенный от ртути и метанола природный газ по линии 3 поступает в звено очистки природного газа от кислых примесей 103 и снизу вверх 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 направляется в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104, где параллельно пропускают в нисходящем направлении через адсорберы для удаления с помощью молекулярных сит оставшейся воды до уровня, близкого к нулю, и для удаления с помощью слоя селективного адсорбента меркаптанов.

Осушенный природный газ по линии 5 подают в звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105, где давление газа после предварительного охлаждения до температуры минус 55 – минус 70 °С снижают посредством детандера до 2,0-3,5 МПа в зависимости от давления сырьевого природного газа, поступающего на комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, отводимый из детандера газ фракционируют в ректификационных колоннах. После разделения в ректификационных колоннах из звена очистки природного газа от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105 по линии 6 подготовленный природный газ подается в блок сжижения 200, а фракция тяжелых углеводородов С₅ и выше в виде стабильного конденсата по линии 10 – в блок хранения и отгрузки 300.

Блок сжижения 200 включает: звено сжижения природного газа 201, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, звено компримирования хладагента 203. Подготовленный природный газ по линии 6 поступает в звено сжижения природного газа 201. Каждая линия сжижения природного газа состоит из трех последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике: предварительного холодильника, ожижителя и переохладителя, которые размещены в едином герметичном корпусе. Подготовленный природный газ последовательно охлаждают сначала до минус 40 – минус 70 °С, 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. Переохлаждённый сжиженный природный газ по линии 7 направляется в блок хранения и отгрузки 300.

Холодопроизводительность для звена сжижения природного газа 201 обеспечивается закрытым циклом смешанного хладагента, содержащего азот, метан, этилен, а также, в зависимости от источника индивидуальных веществ, этан, пропан, пропилен и бутан. Хранение индивидуальных веществ и получение хладагента необходимого состава обеспечивается звеном хранения и компаундирования компонентов хладагента 202, из которого по линии 12 осуществляется подпитка хладагента, непосредственно задействованного в звене сжижения природного газа. В звене компримирования хладагента 203 применяют компрессор для сжижения хладагента, поступающего по линии 15 из звена сжижения природного газа 201 при температуре минус 10 – плюс 15 °С и давлении 0,7 МПа. 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 13 в звено сжижения природного газа 201, а жидкость по трубопроводу 14 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, звено компримирования отпарного газа 303 и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов 304. Звено хранения сжиженного природного газа 301, куда направляется переохлажденный сжиженный природный газ по линии 7 после звена сжижения природного газа 201, включает необходимое количество резервуаров, снабженных насосами, которые перекачивают сжиженный природный газ по линии 8 в звено отгрузки сжиженного природного газа 302. Отпарные газы, образующиеся при хранении сжиженного природного газа в резервуарах, по линии 16 подают в звено компримирования отпарного газа 303. После звена отгрузки сжиженного природного газа 302 сжиженный природный газ направляют по линии 9 в газовоз для отгрузки потребителям. При отгрузке сжиженного природного газа из звена отгрузки сжиженного природного газа 302 образуется отпарной газ, который подают по линии 17 в звено компримирования отпарного газа 303, при этом его предварительно сжимают компрессором и впрыскивают в него сжиженный природный газ в объеме, необходимом для его охлаждения до минус 160 °С. Из звена компримирования отпарного газа 303 часть отпарного газа после второй ступени сжатия при давлении 2,0-3,0 МПа направляют в звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа 104 по линии 20 для регенерации цеолитов в период эксплуатации, после чего насыщенный влагой и примесями газ регенерации по линии 19 возвращают в звено компримирования отпарного газа 303 на третью ступень сжатия. Часть отпарного газа по линии 18 подают на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом. Вторая часть отпарного газа из звена компримирования отпарного газа 303 по линии 21 подают в качестве топлива для турбин компрессоров в звене очистки от тяжелых углеводородов С₅ и выше 105 и звене компримирования хладагента 203.

Направляемая по линии 10 фракция тяжелых углеводородов С₅ и выше в виде стабильного конденсата поступает в звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов 304 для последующей передачи потребителям по линии 11.

По заявляемому изобретению, реализуемому согласно технологической схеме, приведенной на фигуре 1, выполнено математическое моделирование комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа.

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, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо- и нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду.