Способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью

Авторы патента:

F25J1/00 - Способы и устройства для сжижения или отверждения газов или их смесей

Владельцы патента RU 2615092:

Мнушкин Игорь Анатольевич (RU)

Изобретение может быть использовано в газовой промышленности. Способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью, включающий стадию цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей, стадию криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, азота и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и стадию извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С₅ и выше, при этом исходный магистральный природный газ делят на три части: первую часть отправляют на выработку энергоресурсов для собственных нужд, вторую часть отправляют на выработку товарных продуктов через последовательные стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа и криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, метана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С₅ и выше, третью часть отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа. Задача изобретения - разработка энергосберегающего способа переработки магистрального природного газа. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ переработки магистрального природного газа может быть использован в газовой промышленности в условиях изменяющегося состава природного газа.

Природный газ, состоящий, в основном, из метана, содержит в себе ряд примесей: воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны и легкие углеводороды, представленные этаном, пропаном, бутаном, являющихся, с одной стороны, вредными примесями, ухудшающими качество топливного газа, например теплоту сгорания, а с другой – ценным сырьем газохимической промышленности в производстве метанола, элементарной серы, сульфидов, непредельных углеводородов и, опосредованно, полимеров, спиртов, гликолей и т.д. По мере эксплуатации газовых месторождений природный газ, поступающий в магистральные трубопроводы для транспортировки на газоперерабатывающие предприятия, постепенно обогащается азотом, что существенно снижает теплотворную способность природного газа и усложняет технологию получения топливного газа, поскольку возникает необходимость удаления азота из-за его существенного избытка в природном газе энергозатратными криогенными методами, требующими конденсации метана.

Известен способ переработки природного газа, включающий многоступенчатую низкотемпературную конденсацию охлажденного сжиженного газа путем его сепарации, разделения полученных газовых потоков, дросселирования, охлаждения их в турбодетандере и ректификацию с получением метановой и этановой фракций, где после сепарации газовый поток разделяют на два в объемном соотношении 1:4, из них второй – больший – поток подают на охлаждение в турбодетандер, при этом ректификацию осуществляют ступенчато в разъемном деметанизаторе, состоящем из верхней и нижней колонн, под давлением 1,58 МПа и в этановой колонне под давлением 2,96 МПа, подвод тепла в нижнюю колонну деметанизатора и этановую колонну осуществляют из трех теплообменников с использованием в качестве теплоносителя исходного природного газа (патент на изобретение RU № 2157721 С1, МПК B01D 53/00, D01D 53/75, заявлен 30.03.2000, опубликован 20.10.2000). Основными недостатками данного способа являются:

1) ограниченное количество видов товарных продуктов, получаемых из природного газа: метановая фракция, этановая фракция и широкая фракция легких углеводородов, не позволяющее в полной мере использовать товарный потенциал природного газа;

2) низкое качество метановой фракции как топливного газа при наличии в ней значительного количества азота, снижающего теплотворную способность топливного газа.

Известен также способ переработки природного газа, заключающийся в том, что поток природного газа разделяют на две части, которые после раздельного охлаждения и частичной конденсации снова объединяют и сепарируют, отсепарированный газ разделяют на два потока, один из которых охлаждают, а другой поток обогащают азотом, после чего полученные потоки объединяют и передают на сепарирование, полученный после сепарации газ расширяют и подают в колонну обогащения азота для получения метан-азотного газа, который дросселируют, частично испаряют, сепарируют и после охлаждения повторно сепарируют, после чего большую его часть и всю жидкость направляют в колонну разделения азота и метана, а меньшую часть после охлаждения в гелиевой колонне также направляют в колонну разделения азота и метана, из которой осуществляют отбор азотногелиевого газа и азотометановой жидкости, которую охлаждают, дросселируют и вновь подают в колонну разделения азота и метана, откуда отбирают жидкий метан, который сжимают и после испарения и нагрева эжектируют в поток метана, полученный объединенный поток метана смешивают с циркуляционным метаном, последовательно охлаждают и сжимают для вывода товарного газа, часть которого отводят для получения циркуляционного метана (патент на изобретение RU № 2502545 С1, МПК F25J 3/00, C07C 7/00, B01D 53/00, заявлен 08.08.2012, опубликован 27.12.2013). Основными недостатками данного способа являются:

1) чрезмерное усложнение способа в отношении формирования системы рекуперативного теплообмена, состоящей из 18 аппаратов, не считая встроенных в колонные аппараты теплообменных систем, приводящее к снижению коэффициента полезного действия рекуперативной системы в целом, по крайней мере, на 10-15% с эквивалентным увеличением капитальных затрат на создание системы теплообмена;

2) отсутствие получения сжиженного топливного газа;

3) усложнение регулирования процесса в связи с тем, что перерабатываемые потоки делят на несколько раздельно обрабатываемых потоков, которые после обработки вновь соединяют и направляют в аппарат переработки суммарного потока, например поток природного газа, поступающий на вход устройства, разделяют на две части и большую часть этого потока последовательно охлаждают в теплообменниках с первого по третий (1)-(3), а меньшую часть этого потока природного газа охлаждают в четвертом теплообменнике (4) и передают в деметанизатор, однако, при изменении теплового баланса хотя бы в одном из четырех теплообменников нарушится работа деметанизатора и далее всей системы в целом.

Известен способ производства продуктов из природного газа, включающий охлаждение сжатого сырьевого природного газа, содержащего гелий в количестве менее чем 0,5 об.% и метан, с получением из части природного газа сжиженной первой текучей среды, содержащей гелий и метан; снижение давления части первой текучей среды с получением первой текучей среды при пониженном давлении и разделение первой текучей среды при пониженном давлении на первый пар, содержащий гелий и метан, и первую жидкость, содержащую метан, в молярном соотношении первого пара к первой жидкости от 0,0001 до 0,04; отведение части сырого гелия из части первого пара; снижение давления части первой жидкости с получением текучей среды при пониженном давлении и разделение указанной среды с получением пара, содержащего метан, и жидкости, содержащей метан; реакцию части метана из пара, содержащего метан, с получением части синтез-газа; и отведение части продукта сжиженного природного газа из части жидкости, содержащей метан (патент на изобретение RU № 2350553 С2, МПК F25J 3/00, C01В 3/34, С01В 2/00, заявлен 11.01.2007, опубликован 27.03.2009). Основным недостатком данного способа является отсутствие отбора из исходного газа легких углеводородов: этана, пропана, бутана и т.д. вплоть до гептана (табл. 1, 2) в комплексе, покомпонентно или в виде отдельных фракций, являющихся ценным сырьем нефтехимической промышленности, поскольку сохранение этих компонентов в товарном метане является отрицательным фактором способа, приводящим к снижению теплотворной способности топлива.

Известен также способ переработки природного газа на основе процесса извлечения тяжелой и легкой фракций из богатого углеводородами сырья фракции, преимущественно природного газа. Указанный процесс включает:

а) частичную конденсацию указанного сырья;

б) ректификационное извлечение из сырья фракции тяжелой жидкой фракции на первой стадии разделения;

в) частичную конденсацию полученной в результате ректификации на стадии б газовой фазы;

г) ректификационное разделение указанной газовой фазы на жидкую метановую фракцию и легкую газовую фракцию на второй стадии разделения;

при этом первая стадия разделения функционирует при давлении, как минимум, 25 атм, давление указанной газовой фазы (10) не увеличивается прежде, чем она станет сырьем второй стадии разделения, рефлюкс второй стадии разделения получают при помощи замкнутого холодильного цикла, а хладагент, циркулирующий в указанном замкнутом холодильном цикле, испаряется при двух различных температурах для рефлюксных потоков (14) и (15) в парциальном конденсаторе и выносном конденсаторе второй стадии разделения (патент US № 2015/0052938 A1, МПК F25J 1/00, заявлен 19.08.2014, опубликован 26.02.2015). Основными недостатками данного способа являются:

1) получение в виде тяжелой жидкой фракции совокупности углеводородов от этана до более тяжелых углеводородов, требующее дополнительного существенного увеличения давления этого потока сверх технологической необходимости для его дальнейшей транспортировки потребителю во избежание испарения этана из жидкой фазы при снижении давления в транспортном трубопроводе из-за потерь напора;

1) неполное использование товарного потенциала природного газа, т.к. углеводороды жидкой фазы могут служить исходным сырьем для различных потребителей, в частности, входящий в состав углеводородов тяжелой жидкой фракции этан может служить сырьем для разнообразных процессов предприятий нефтехимической промышленности, например, пиролиза с получением этилена и дальнейшего синтеза полиэтилена, этанола, окиси этилена и др., тогда как пропан может использоваться для деасфальтизации гудрона на нефтеперерабатывающем заводе;

2) отсутствие вариативности транспорта основного конечного продукта потребителю из-за перевода получаемой жидкой метановой фракции в газовую фазу, сводящего решение задачи к трубопроводному транспорту газообразной метановой фракции.

Известен также способ фракционирования природного газа, включающий адсорбционную осушку и очистку газа, последующую низкотемпературную конденсацию и ректификацию осушенного и очищенного газа с выделением этановой фракции, широкой фракции легких углеводородов, гелиевого концентрата, метановых фракций среднего и низкого давления, при этом часть осушенного и очищенного газа перед его низкотемпературной конденсацией и ректификацией отводят и смешивают с метановой фракцией низкого давления в соотношении 2,3-2,5:1, обеспечивающем теплотворную способность полученной смеси при стандартных условиях не менее 32,5 МДж/м³ (патент на изобретение RU № 2354901 С1, МПК F25J 3/00, заявлен 20.08.2007, опубликован 10.05.2009). Основными недостатками данного способа являются:

1) потеря неизвлекаемых из отводимой части осушенного и очищенного газа ценных компонентов: этана, широкой фракции легких углеводородов, гелиевого концентрата, из-за использования части осушенного и очищенного газа в качестве низкокалорийного компонента товарного топлива;

2) отсутствие возможности получения сжиженного товарного газа;

3) удорожание конечного топливного газа в связи с использованием части дорогостоящего осушенного и очищенного газа в качестве низкокалорийного компонента товарного топлива;

4) заложенная в показатели качества вырабатываемого топливного газа как смеси части осушенного и очищенного газа с метановой фракцией низкого давления теплота сгорания не менее 32,5 МДж/м³, приводящая к дополнительным затратам дорогостоящей высококалорийной метановой фракции низкого давления, поскольку согласно ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» низшая теплотворная способность топлива, определенная при температуре 20°С и давлении 101,325 кПа, должна составлять не менее 31,8 МДж/м³.

Задача, на решение которой направлено заявленное техническое изобретение, заключается в разработке энергосберегающего способа переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью и высоким содержанием азота в товарный топливный газ и широкий ассортимент товарных продуктов.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью с целью выработки товарных продуктов, включающем стадию цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей, стадию криогенного разделение природного газа с извлечением гелия, азота, метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадию очистки широкой фракции легких углеводородов от примесей и стадию извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С₅ и выше, исходный магистральный природный газ делят на три части: первую часть исходного магистрального природного газа отправляют на выработку для собственных нужд электроэнергии, водяного пара, теплофикационной воды и тепловой энергии, вторую часть исходного магистрального природного газа отправляют на выработку товарных продуктов через последовательные стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей и криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов от примесей и извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С₅ и выше, третью часть исходного магистрального природного газа отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, при этом часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, используют на стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа для регенерации и охлаждения адсорбента после регенерации, последовательно пропуская метан через детандер, слой охлаждаемого адсорбента, межтрубное пространство рекуперативного теплообменника, трубный змеевик трубчатой печи, слой регенерируемого адсорбента, трубное пространство рекуперативного теплообменника, воздушный холодильник и сепаратор, в котором газ регенерации разделяют на метановую фракцию и водометанольный конденсат, после чего метановую фракцию сжимают компрессором, размещенным на оси турбодетандерного агрегата, и отправляют на компаундирование с оставшейся частью метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, а водометанольный конденсат отправляют на сжигание в трубчатую печь в качестве компонента топлива или на выделение метанола в ректификационную колонну. Данное решение позволяет подвергать глубокой осушке и очистке от примесей только вторую часть исходного магистрального природного газа, что существенно снижает энергозатраты и капитальные вложения на реализацию процесса в целом.

Целесообразно охлаждение газа регенерации в воздушном холодильнике обеспечивать до температуры в зимнее время в диапазоне 5-15°С и в летнее время в диапазоне 15-45°С, что позволит наиболее полно использовать охлаждающий потенциал атмосферного воздуха, обеспечивая, соответственно, более и менее глубокое обезвоживание метановой фракции, образующейся из части метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, используемой на стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа для регенерации и охлаждения адсорбента и направляемой далее на смешение, и оставшейся части метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа. При этом транспортируемый далее как результат данного смешения топливный газ будет иметь в зимнее время более низкую точку росы, чем в летнее время, что благоприятно отразится на условиях транспортировки газа.

На стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа от примесей для регенерации и охлаждения адсорбента после регенерации используют метан в количестве 6-12 % от объёма второй части магистрального природного газа, что зависит от следующих факторов:

доли второй части исходного магистрального природного газа от общего объема исходного магистрального природного газа, поскольку повышение этой доли приводит к увеличению загружаемого адсорбента в адсорберы с опосредованнным увеличением капитальных и эксплуатационных затрат на цеолитную осушку и очистку исходного магистрального природного газа от примесей и возрастанию расхода метана на регенерацию и охлаждение адсорбента;

температурного режима регенерации адсорбента, поскольку в процессе эксплуатации происходит постепенная дезактивация адсорбента, вызывающая необходимость увеличения температуры и расхода десорбирующего агента – метана.

Целесообразно, чтобы при компаундировании соотношение третьей части магистрального природного газа с метаном, выделенным из второй части магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, определялось по низшей теплотворной способности получаемого товарного метана не менее 31,8 МДж/м³, что позволяет вырабатывать стандартный топливный газ для промышленных и бытовых нужд по ГОСТ 5542-2014, кроме того, при такой теплотворной способности появляется возможность получения топливного газа для двигателей внутреннего сгорания по ГОСТ 27577-2000 после дополнительного компримирования.

Целесообразно также часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, использовать на стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа для регенерации адсорбента, пропуская метан последовательно через турбодетандерный агрегат, слой регенерируемого адсорбента и компрессор, что в летнее время позволяет реализовать экономичную не требующую дополнительного подвода теплоты регенерацию адсорбента, поскольку десорбированная влага, поступающая далее в товарный метан, не приводит к образованию кристаллогидратов.

Заявляемый способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью может быть реализован по следующим схемам установок, представленным на фигурах 1 и 2, различающихся оформлением стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа от примесей во время периодов регенерации и охлаждения адсорбента.

101 – адсорбер периода цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей;

102 – адсорбер периода регенерации адсорбента;

103 – адсорбер периода охлаждения адсорбента;

104 – блок криогенного разделения природного газа;

105, 106, 107, 115 – компрессор;

108 – блок очистки ШФЛУ от примесей;

109 – блок газофракционирования;

110 – турбодетандерный агрегат;

111 – рекуперативный теплообменник;

112 – трубчатая печь;

113 – воздушный холодильник;

114 – сепаратор;

1-35 – трубопроводы.

На фигуре 1 приведена схема установки, реализуемая в зимнее время переработки магистрального природного газа, когда наличие влаги в товарном метане приводит к опасности образования кристаллогидратов во время транспортировки.

Исходный магистральный природный газ поступает на переработку по трубопроводу 1 и делится на три части.

Первую часть исходного магистрального природного газа по трубопроводу 2 отправляют на выработку для собственных нужд электроэнергии, водяного пара, теплофикационной воды и тепловой энергии.

Вторую часть исходного магистрального природного газа отправляют по трубопроводу 3 в верхнюю часть адсорбера периода цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей 101. Далее сухой газ с низа адсорбера периода цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей 101 по трубопроводу 5 направляют в блок криогенного разделения природного газа 104, где извлекают гелий, азот, метан, этан и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ).

Метан, выделенный из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, выводят по трубопроводу 6, разделяют между двумя трубопроводами 8 и 10 для отправки на компрессора 105 и 106, соответственно, после чего потоки сжатого газа по соответствующим трубопроводам 9 и 11 объединяют и направляют в виде товарного продукта потребителям по трубопроводу 12.

Часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, поступает сначала по трубопроводу 7 в расширительную часть турбодетандерного агрегата 110 и далее по трубопроводу 22 в верхнюю часть адсорбера периода охлаждения адсорбента 103 для охлаждения адсорбента после регенерации. Нагретый газовый поток, пройдя слой охлаждаемого адсорбента, с низа адсорбера периода охлаждения адсорбента 103 отправляется для дальнейшего повышения температуры по трубопроводу 23 в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 111 и по трубопроводу 24 в трубный змеевик трубчатой печи 112, откуда по трубопроводу 25 пропускается через слой регенерируемого адсорбента в адсорбере периода регенерации адсорбента 102 и выводится для снижения температуры по трубопроводу 26 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 111, а далее по трубопроводу 27 в воздушный холодильник 113. Охлажденный насыщенный примесями газовый поток после воздушного холодильника 113 по трубопроводу 28 поступает на разделение в сепаратор 114. Метановая фракция с верха сепаратора 114 по трубопроводу 29 сжимается компрессором 115 и по трубопроводу 30 отправляется на компаундирование с частью потока метана трубопровода 6 для дальнейшего совместного сжатия по трубопроводу 10 в компрессоре 106. Водометанольный конденсат с низа сепаратора 114 в качестве компонента топлива по трубопроводу 31 вместе с топливным газом по трубопроводу 32 поступает на сжигание в трубчатую печь 112.

Гелий, азот и этан, выделенные из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, в качестве товарного продукта направляются потребителям по трубопроводам 13, 14 и 15 соответственно.

ШФЛУ, состоящая преимущественно из пропана и более тяжелых углеводородов, направляется по трубопроводу 16 в блок очистки ШФЛУ от примесей 108. Извлеченные на блоке очистки ШФЛУ от примесей 108 примеси утилизируют по трубопроводу 17. Очищенная ШФЛУ по трубопроводу 18 с блока очистки ШФЛУ от примесей 108 поступает в блок газофракционирования 109, где разделяется на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции, охлаждаемые и выводимые с блока 109 по трубопроводам 19, 20 и 21 соответственно.

Третью часть исходного магистрального природного газа по трубопроводу 4 отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, в трубопровод 8 для дальнейшего сжатия в компрессоре 105.

На фигуре 2 приведена схема установки, реализуемая в летнее время переработки магистрального природного газа, когда наличие влаги в товарном метане не приводит к опасности образования кристаллогидратов во время транспортировки. Функционирование установки осуществляется аналогично описанному выше способу, реализуемому по схеме, представленной на фигуре 1.

Отличие заключается лишь в том, что часть выделенного на блоке 104 метана по трубопроводу 7 поступает сначала в расширительную часть турбодетандерного агрегата 110 и далее по трубопроводу 33 в нижнюю часть адсорбера периода регенерации адсорбента 102 для регенерации адсорбента, обеспечиваемой при сохранении температуры адсорбции за счет снижения давления, что смещает фазовое равновесие в аппарате в сторону десорбции адсорбированных ранее примесей: паров воды и метанола. Насыщенный примесями метан с верха адсорбера периода регенерации адсорбента 102 по трубопроводу 34 отправляется для сжатия на компрессор 107, откуда сжатый насыщенный примесями метан по трубопроводу 35 выводится на смешение с потоком метана трубопровода 6 для совместного сжатия в компрессоре 106 по трубопроводу 10.

1. Способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью с целью выработки товарных продуктов, включающий стадию цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей, стадию криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, азота, метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадию очистки широкой фракции легких углеводородов от примесей и стадию извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С₅ и выше, отличающийся, тем, что исходный магистральный природный газ делят на три части: первую часть исходного магистрального природного газа отправляют на выработку для собственных нужд электроэнергии, водяного пара, теплофикационной воды и тепловой энергии, вторую часть исходного магистрального природного газа отправляют на выработку товарных продуктов через последовательные стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей и криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов от примесей и извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С₅ и выше, третью часть исходного магистрального природного газа отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, при этом часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, используют на стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа для регенерации и охлаждения адсорбента после регенерации, последовательно пропуская метан через детандер, слой охлаждаемого адсорбента, межтрубное пространство рекуперативного теплообменника, трубный змеевик трубчатой печи, слой регенерируемого адсорбента, трубное пространство рекуперативного теплообменника, воздушный холодильник и сепаратор, в котором газ регенерации разделяют на метановую фракцию и водометанольный конденсат, после чего метановую фракцию сжимают компрессором, размещенным на оси турбодетандерного агрегата, и отправляют на компаундирование с оставшейся частью метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, а водометанольный конденсат отправляют на сжигание в трубчатую печь в качестве компонента топлива или на выделение метанола в ректификационную колонну.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что охлаждение газа регенерации в воздушном холодильнике обеспечивают до температуры в зимнее время в диапазоне 5-15°С и в летнее время в диапазоне 15-45°С.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа от примесей для регенерации и охлаждения адсорбента после регенерации используют метан в количестве 6-12 % от объёма второй части магистрального природного газа.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при компаундировании соотношение третьей части магистрального природного газа с метаном, выделенным из второй части магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, определяют по низшей теплотворной способности получаемого товарного метана не менее 31,8 МДж/м³.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, используют на стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа для регенерации адсорбента, пропуская метан последовательно через турбодетандерный агрегат, слой регенерируемого адсорбента и компрессор.

Изобретение относится к криогенной технике. Способ сжижения природного газа включает очистку природного газа от тяжелых углеводородов, сернистых соединений и паров ртути, смешение с технологическим газом и сжатие компрессором с двигателем внутреннего сгорания в качестве привода.

Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций // 2607933

Данное изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; объединение охлажденного питающего потока природного газа со сжатым потоком орошения с формированием объединенного потока природного газа; разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций; и сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

Холодильная машина // 2601670

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к ожижению природного газа. Холодильная машина содержит компрессор, вход которого сообщен с паровой зоной циркуляционного ресивера, а выход сообщен с жидкостной зоной циркуляционного ресивера, которая через циркуляционный насос сообщена со входом испарителя.

Удаление тяжелых углеводородов из потока природного газа // 2599582

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Способ включает стадии: охлаждение исходного потока природного газа; введение охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделение охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; нагревание парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; пропускание по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.

Способ производства жидкого водорода и электроэнергии // 2591985

Настоящее изобретение относится к способу производства жидкого водорода и электроэнергии. Способ производства водорода и/или электроэнергии включает создание системы, подходящей для производства водорода и/или электроэнергии, содержащей, по меньшей мере, устройство реформинга, приспособленное для приема сырьевого природного газа и реформинга природного газа с получением водородсодержащего газа; устройство для производства электроэнергии, приспособленное для приема, по меньшей мере, части водорода, содержащегося в водородсодержащем газе, и осуществления реформинга водорода для производства электроэнергии; и устройство для сжижения водорода, приспособленное для приема части водорода, содержащегося в водородсодержащем газе, и для сжижения водорода с получением жидкого водорода, при этом во время работы в устройство для сжижения водорода подают по меньшей мере часть электроэнергии, произведенной в устройстве для выработки электроэнергии, и во время работы из системы отводят жидкий водород и/или электроэнергию; при этом в течение первого периода природный газ направляют в устройство реформинга газа, и система работает для отвода жидкого водорода; и в течение второго периода природный газ направляют в устройство реформинга газа, и система работает для отвода электроэнергии.

Способ сжижения природного газа // 2587734

Изобретение относится к криогенике. Способ сжижения природного газа включает очистку нерасширившегося газа от примесей, разделение его на три потока, первый и второй из которых подают на сжижение по тракту системы рекуперативных теплообменных аппаратов.

Водозаборный блок трубопроводов для морской структуры, и способ получения сжиженного углеводородного потока, и способ потока парообразных углеводородов // 2581994

Группа изобретений относится к водозаборному блоку трубопроводов, который может быть подвешен к морской структуре. Блок содержит пучок из первого трубчатого канала и второго трубчатого канала, которые по существу простираются бок о бок в направлении длины.

Способ охлаждения одно- или многокомпонентного потока // 2580566

Изобретение относится к способу охлаждения одно- или многокомпонентного потока косвенным теплообменом со смесью охлаждающего средства в циркуляционном контуре смеси охлаждающего средства.

Устройство для сжижения природного газа // 2580250

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа и утилизации попутного газа путем его сжижения. Устройство содержит линию подачи газа, три вихревых трубы с линиями отвода частично нагретого и охлажденного газа, связанные между собой каскадно через линии охлажденного газа.

Способ сжижения природного газа // 2578246

Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано в газовой промышленности для сжижения природного газа. Способ сжижения природного газа, включающий предварительное охлаждение, очистку от масла и капельной влаги, адсорбционную осушку и очистку от углекислого газа компрессата, полученного сжатием смеси природного газа и технологического потока газа, охлаждение компрессата до полной конденсации, очистку от твердых примесей фильтрованием и разделение на технологический поток.

Способ и устройство для отделения со2 при охлаждении с использованием сопла лаваля // 2619312

Изобретение относится к отделению диоксида углерода от газового потока. Заявлены способ отделения диоксида углерода (CO2) от газового потока и устройство отделения диоксида углерода (CO2) от потока, содержащего CO2. Способ включает охлаждение газового потока на стадии охлаждения с получением охлажденного газового потока и охлаждение этого охлажденного газового потока в сопле Лаваля с получением одного из видов CO2 - твердого или жидкого, или обоих этих видов CO2. Способ дополнительно включает отделение по меньшей мере части одного из видов CO2 - твердого или жидкого, или обоих этих видов CO2, от охлажденного газового потока в сопле Лаваля, с получением обогащенного по CO2 потока и обедненного по CO2 газового потока. Способ дополнительно включает расширение обедненного по CO2 газового потока в детандере, расположенном ниже сопла Лаваля по ходу потока, с получением охлажденного обедненного по CO2 газового потока, и рециркуляцию по меньшей мере части охлажденного обедненного по CO2 газового потока на стадию охлаждения для охлаждения газового потока. Изобретение позволяет снизить эрозию поверхности сопла и уменьшить общую потерю давления. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Система и способ для производства потока сжиженных углеводородов и способ работы компрессора // 2621591

В компрессоре, приводимом в действие электрическим двигателем, сжимают, по меньшей мере, часть текучей среды. Компрессор содержит регулируемые входные направляющие лопатки, угол поворота которых можно регулировать. Электрический двигатель питается электрической энергией от электрической сети, а сигнал, характеризующий состояние электрической сети, контролируется. По этому сигналу путем сравнения полученного сигнала с предварительно заданным критерием автоматически определяют, является ли необходимым дополнительное снижение нагрузки. Регулируемые входные направляющие лопатки автоматически регулируют в том случае, если заданный критерий удовлетворяется и необходимо дополнительное снижение нагрузки. Произведенное регулирование снижает нагрузку компрессора. Компрессор и способ его работы могут быть использованы как часть системы для производства потока сжиженных углеводородов и/или в процессе производства потока сжиженных углеводородов, при этом компрессор может представлять собой холодильный компрессор, а текучей средой может быть хладагент. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ повышения и стабилизации производительности установки частичного сжижения природного газа, расположенной на газораспределительной станции // 2626615

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к области сжижения газов и их смесей, и может найти применение при сжижении природного газа, отбираемого из магистрального газопровода. При повышении давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю через открытый первый регулятор основного потока из магистрального газопровода отводят поток газа со сбросом давления, после чего газ направляют в установку частичного сжижения природного газа. Одновременно с этим образующийся в установке частичного сжижения природного газа обратный поток направляют через регулятор обратного потока газа, где происходит сброс давления, в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю. При снижении давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю первый регулятор основного потока газа закрывают и поток газа из магистрального газопровода направляют через открытый второй регулятор основного потока газа, с помощью которого снижают давление основного потока газа до величины рабочего давления смешения газовых потоков на один из входов смесителя газовых потоков. Затем поток газа направляют на дожимающее компрессорное устройство, после которого на вход установки частичного сжижения природного газа. Одновременно с этим образующийся в установке частичного сжижения природного газа обратный поток направляют, с одной стороны, через регулятор обратного потока газа в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю, а с другой стороны, через третий регулятор потока газа на рециркуляцию и сжатие в циркуляционное компрессорное устройство с последующей его подачей на другой вход смесителя газовых потоков. В смесителе осуществляют смешение сжатого циркуляционного потока газа с основным потоком газа и подачу образовавшегося потока на всас дожимающего компрессорного устройства, подающего газовый поток на вход установки частичного сжижения природного газа. Технический результат заключается в повышении коэффициента сжижения комплекса сжижения природного газа и снижении зависимости процесса сжижения природного газа от сезонной неравномерности изменений давления и расхода газа основного потока, поступающего из магистрального газопровода на газораспределительную станцию. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа // 2629047

Изобретение может быть использовано для обеспечения экспорта природного газа. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает 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 природного газа от меркаптанов, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов. Изобретение решает задачу разработки системы транспорта природного газа от месторождения до потребителя с промежуточной переработкой природного газа, предусматривающей извлечение из ценного сырья газо-нефтехимии и регенерируемых реагентов, при минимизации потерь природного газа в окружающую среду. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Способ производства сжиженного природного газа // 2636966

Изобретение относится к газовой промышленности и криогенной технике, конкретно к технологиям сжижения природного газа на газораспределительных станциях. Способ производства сжиженного природного газа включает подачу потока сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления со входа газораспределительной станции и разделение потока на продукционный и технологический потоки. Технологический поток расширяют в детандере с совершением внешней работы, подают в основной и предварительный теплообменники и подают его с низким давлением потребителю. Продукционный поток охлаждают за счет нагрева технологического с образованием газожидкостной смеси, дополнительно охлаждают и расширяют в дроссельном вентиле, на выходе из которого отделяют жидкую фазу с помощью сепаратора. Жидкую фазу направляют в хранилище или потребителям сжиженного природного газа. Оставшуюся после отделения часть потока смешивают с основным технологическим потоком и направляют на холодный вход теплообменника. Продукционный поток подвергают очистке и осушке в блоке регенеративных теплообменников за счет кристаллизации CO2 на поверхности их пластинок. После прохождения технологического потока через них осуществляют растворение CO2 и удаляют вместе с потоком газа, подаваемого потребителям в трубопровод низкого давления. Техническим результатом является повышение эффективности процесса производства сжиженного природного газа. 1 н.п. ф-лы, 1 ил.

Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления // 2640050

Изобретение описывает способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа. Также раскрывается устройство для удаления тяжелых углеводородов. Технический результат заключается в обеспечении бесперебойной работы установки сжижения природного газа без увеличения парка машинного оборудования. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ управления процессом сжижения природного газа // 2640976

Изобретение относится к системам управления компрессионных холодильных машин, а именно к способам управления процессом сжижения природного газа (СПГ), и может быть использовано для сжижения и переохлаждения природного газа. Способ управления процессом сжижения природного газа с помощью установки, работающей на смешанном хладагенте, заключается в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава поступающего в основной криогенный теплообменник хладагента с целью достижения оптимальных параметров процесса. В качестве критерия оптимальности параметров процесса используют коэффициент Карно. Состав хладагента регулируют путем непосредственного расчета на основе текущих параметров процесса и уравнения состояния (например, уравнения состояния Пенга-Робинсона) количеств вещества компонентов смешанного хладагента, необходимых для достижения в основном криогенном теплообменнике температурного профиля, соответствующего оптимальным параметрам процесса, и ввода указанных компонентов в рассчитанном количестве в основной криогенный теплообменник. Изобретение позволяет повысить эффективность цикла сжижения природного газа и, как следствие, минимизировать удельную мощность компрессора, требуемую для производства СПГ. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции и комплекс для его реализации // 2641410

Группа изобретений относится к газовой промышленности, а именно, к технологиям производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительных станциях. Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции (ГРС), энергонезависимый, при котором одновременно производят сжиженный и компримированный природный газ. Природный газ отбирают из магистрального газопровода, разделяют на два потока: первый поток направляют на ожижение природного газа и, одновременно с этим, второй поток направляют на компримирование природного газа. Второй поток пропускают поочередно через второй компрессор и аппарат воздушного охлаждения. Одновременно с этим, первый поток на ожижение фильтруют, очищают в адсорбере, охлаждают в по меньшей мере одном теплообменнике и разделяют на два потока: технологический и продукционный. Технологический поток направляют на детандер, с генератором которого устанавливают электрическую связь двигателей первого компрессора, который используют при ожижении продукционного потока входящего первого потока газа, и второго компрессора, который используют при компримировании входящего второго потока газа, а также двигателей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. Продукционный поток пропускают через первый компрессор, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения, затем дополнительно охлаждают в по меньшей мере одном теплообменнике и пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси. От нее отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа. Из паровой фазы формируют обратный поток, направляют его через теплообменники продукционного потока, соединив с выходящим после детандера расширенным и низкотемпературным технологическим потоком. Комплекс для реализации способа включает в себя две линии. Первая линия подачи природного газа содержит блок фильтрации, адсорбер, теплообменник и разделяется на технологическую, продукционную и обратную линии. Продукционная линия содержит первый компрессор, аппарат воздушного охлаждения и по меньшей мере один теплообменник, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа. Обратная линия берет начало в сепараторе, проходит через теплообменники продукционной линии и соединена на выходе с газораспределительной сетью. Технологическая линия содержит детандер и подключена к обратной линии, одновременно с этим вторая линия подачи природного газа содержит второй компрессор, аппарат воздушного охлаждения и соединена с потребителями компримированного природного газа, а генератор детандера связан посредством электрической связи с двигателями первого и второго компрессоров, а также с двигателями вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Способ производства компримированного природного газа на газораспределительной станции и бустер-компрессор для реализации такого способа // 2641416

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям производства компримированного природного газа, и может найти применение на газораспределительных станциях (ГРС). Способ производства компримированного природного газа на газораспределительной станции, при котором в месте поступления природного газа из магистральной сети в газораспределительную сеть устанавливают бустер-компрессор с газовым приводом, направляют в бустер-компрессор природный газ из магистральной сети и используют этот газ одновременно в качестве приводного и компримируемого газов. В процессе работы бустер-компрессора производят компримированный природный газ для технологических нужд и, одновременно с этим, отработанный природный газ из привода бустер-компрессора направляют потребителям в газораспределительную сеть. Изобретение направлено на повышение энергетической эффективности процессов производства компримированного природного газа на ГРС. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа // 2641778

Изобретение относится к комплексным технологиям и устройствам для сжижения природного газа и извлечения газоконденсатных жидкостей. Охлаждают и частично конденсируют поступающий поток, содержащий легкие углеводороды в одном или большем количестве теплообменников. Вводят частично конденсированный поток в холодный сепаратор газа/жидкости, производящий отбираемый сверху газообразный поток и поток кубовой жидкости, которые вводят во фракционирующую систему, содержащую (а) фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций или (b) метаноотгонную колонну. Расширяют отобранный сверху газообразный поток и вводят его в (а) нижнюю зону фракционирующей колонны легких фракций или (b) верхнюю зону метаноотгонной колонны. Вводят поток кубовой жидкости в (а) фракционирующую колонну тяжелых фракций в ее промежуточной точке или (b) в метаноотгонную колонну в ее промежуточной точке. Удаляют поток жидких продуктов из нижней части (а) фракционирующей колонны тяжелых фракций или (b) нижней части метаноотгонной колонны. Удаляют отбираемый сверху газообразный поток из верхней части (а) фракционирующей колонны легких фракций или (b) метаноотгонной колонны. Удаляют поток кубовой жидкости из нижней зоны фракционирующей колонны легких фракций и вводят его в верхнюю зону фракционирующей колонны тяжелых фракций. Если система содержит фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций, за счет косвенного теплообмена с первой частью отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций, охлаждают и частично конденсируют удаленный сверху фракционирующей колонны тяжелых фракций газообразный поток и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций. Удаляют вторую часть отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций как бокового погона, и охлаждают и частично конденсируют его за счет косвенного теплообмена. Вводят частично сжиженный боковой погон в дополнительное устройство сепарации, извлекают жидкий продукт и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций и/или во фракционирующую колонну тяжелых фракций в качестве потока жидкой флегмы. Извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, охлаждают и конденсируют его за счет косвенного теплообмена и подают полученный пар и конденсат к сепаратору LNG, где получают конечный продукт LNG. Извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, сжимают его для образования остаточного газа. Также предлагаются способ и устройство, где вместо колонны тяжелых фракций используется метаноотгонная колонна. Техническим результатом является снижение потребления энергии установкой сжиженного природного газа. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 27 ил.