Выход из ледникового периода

Сохранить для чтения. Опубликовано Лидией Вуллварт, редактором LNG Industry, четверг, 6 мая 2021 г. 10:00

Маргарет Грин (США), Уильям Долан (США), Джастин Пэн (США), Аль Маглио (США), Тобиас Эккардт (Германия), BASF и Гарольд Бурригтер (Нидерланды), Марко Смалинг (Нидерланды) и Имельда Русли (Великобритания) ), Shell подробно описывает технологию адсорбента двойного назначения для комбинированного удаления тяжелых углеводородов и воды из обедненного сырьевого газа в СПГ для предотвращения замерзания холодильной камеры.

Рисунок 1. Типичная схема традиционного завода СПГ.

Обедненный сырьевой газ для заводов СПГ становится все более распространенным, поскольку несколько недавних проектов СПГ основаны на трубопроводном газе, который содержит преимущественно метан с низким содержанием жидкого природного газа (C2-C5) и более низким содержанием тяжелых углеводородов (C5+), чем типичный обычный природный газ.1 Однако Более бедные составы, особенно трубопроводный газ с точкой росы, могут иметь небольшой, но значительный «тяжелый хвост» тяжелых углеводородов и БТК, который может быть сложно определить и удалить.

Удаление тяжелых углеводородов (C8+ HHC) и ароматических (BTX) компонентов из природного газа перед сжижением имеет решающее значение для непрерывного производства СПГ. Даже следовые концентрации некоторых HHC и ароматических соединений могут вызвать осаждение твердых частиц (замерзание) и загрязнение основных теплообменников сжижения. Например, даже существующие заводы СПГ, работающие на относительно бедном сырье или испытывающие колебания состава сырьевого газа, часто сталкиваются с проблемами, связанными с установленной в настоящее время технологией борьбы с тяжелыми следами в обедненном сырьевом газе.

Рисунок 2. Удаление тяжелых углеводородов (HHC) с помощью скрубберной колонны внутри холодильной камеры.

Бедный сырьевой газ создает множество проблем для традиционных методов удаления тяжелых углеводородов, таких как колонна-скруббер и установка экстракции жидкостей из природного газа. Установка жидкостной экстракции природного газа является капиталоемкой установкой с большим количеством оборудования и требует значительных энергозатрат в процессе эксплуатации. При низких дебитах установка экстракции природного газа и ШФЛУ становится неэкономичной. Встроенная колонна-скруббер может стать непригодной из-за низкого содержания компонентов C2-C5, поскольку движение жидкости внутри колонны-скруббера недостаточно для стабильной работы установки при доступных температурах конденсации.

В этой статье представлено исследование, сравнивающее технологию адсорбции с переменным температурным режимом (TSA) двойного назначения (Durasorb Cryo-HRU) с традиционными процессами удаления HHC C8+ из бедного сырьевого газа. Анализ подчеркнет преимущества технологии адсорбции при заданном сырьевом газе и условиях эксплуатации. Будет доказано, что технология TSA двойного назначения дает значительные преимущества, в том числе при модернизации систем обезвоживания, в отношении снижения сложности, улучшения капитальных затрат, простоты и гибкости эксплуатации, а также надежности. Новинки технологии обсуждаются с результатами обширных испытаний, показывающих, что комбинированное HHC и удаление воды в одной системе является надежным. Технические характеристики подачи в главный криогенный теплообменник (MCHE) установки сжижения, как указано в этой статье, обобщены в Таблице 1.2.

Представленный анализ рассматривает различные технологии предварительной подготовки обедненного природного газа для производства СПГ. Бедный газ, также известный как сухой газ, определяется как природный газ, содержащий менее 5% сжижаемых углеводородов.3 Типичная схема традиционного завода СПГ с небедным сырьевым газом показана на рисунке 1. После впускного устройства , газ проходит через установку удаления ртути (MRU) для удаления ртути, за которой следует установка удаления кислых газов (AGRU) для удаления CO2 (до <50 ppmv) и H2S (до <3,5 ppmv), а также установка обезвоживания. (DeHy) для удаления воды (до <0,1 ppmv). Альтернативный вариант – разместить MRU после DeHy. Спецификация C5+ <500 ppmv газа достигается в скрубберной колонне или в секции жидкого природного газа. На этих этапах более тяжелые углеводороды и ароматические соединения удаляются до концентрации значительно ниже 1 ppmv.