AT413601B - Verbesserter kaskadenkühlungsprozess zur verflüssigung von erdgas - Google Patents

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Description

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AT 413 601 B
Diese Erfindung bezieht sich auf einen Verflüssigungsprozess für Erdgas bzw. Naturgas, und insbesondere auf einen Prozess zur Erzeugung von unter Druck stehendem Flüssigerdgas (PLNG = pressurized liquid natural gas). 5 Aufgrund seiner sauberen Brenneigenschaften und Bequemlichkeit hat Erdgas in den letzten Jahren eine breite Verwendung gefunden. Viele Erdgasquellen befinden sich in abgelegenen Gebieten und in großer Entfernung von allen kommerziellen Märkten für das Gas. Manchmal steht eine Pipeline zur Verfügung, um erzeugtes Erdgas zu einem kommerziellen Markt zu transportieren. Wenn ein Pipeline-Transport nicht machbar ist, wird erzeugtes Erdgas oft zu io verflüssigtem Erdgas (was als "LNG" = liquefied natural gas bezeichnet wird) verarbeitet, für den Transport zum Markt.
Eines der Kennzeichen einer LNG-Anlage ist die große Kapitalinvestition, welche für die Anlage erforderlich ist. Die zur Verflüssigung von Erdgas verwendeten Geräte sind gewöhnlich sehr 15 teuer. Die Verflüssigungsanlage besteht aus mehreren Grundsystemen, einschließlich der Gasbehandlung zur Entfernung von Unreinheiten, der Verflüssigung, der Kühlung, Energieversorgungseinrichtungen und Speicher- und Schiffbeladungs-Einrichtungen. Während die Kosten einer LNG-Anlage abhängig von dem Ort der Anlage sehr verschieden sein können, kann ein typisches konventionelles LNG-Projekt von 5 bis 10 Milliarden US-Dollar kosten, einschließlich 20 der Feldentwicklungskosten. Die Kühlsysteme der Anlage können bis zu 30 % der Kosten ausmachen.
Bei dem Entwurf einer LNG-Anlage sind drei der wichtigsten Überlegungen (1) die Auswahl des Verflüssigungskreislaufs, (2) die in den Behältern, Rohrleitungen und anderen Geräten verwen-25 deten Materialien und (3) die Prozessschritte zur Umwandlung eines Erdgas-Zustroms in LNG. LNG-Kühlsysteme sind teuer, da sehr viel Kühlung erforderlich ist, um Erdgas zu verflüssigen. Ein typischer Erdgasstrom tritt in eine LNG-Anlage bei Drücken von ungefähr 4,830 kPa (700 psia) bis 7,600 kPa (1,100 psia) ein, und bei Temperaturen von ungefähr 20 °C (68° Fah-30 renheit) bis 40° C (104° Fahrenheit). Erdgas, welches hauptsächlich aus Methan besteht, kann nicht durch einfache Druckerhöhung verflüssigt werden, wie es der Fall ist bei schwereren Kohlenwasserstoffen, die für Energiezwecke verwendet werden. Die kritische Temperatur von Methan beträgt -82.5 °C (-116.5° Fahrenheit). Dies bedeutet, dass Methan nur unterhalb jener Temperatur verflüssigt werden kann, egal wie hoch der angelegte Druck ist. Da Erdgas eine 35 Mischung aus Gasen ist, verflüssigt es in einem Bereich von Temperaturen. Die kritische Temperatur von Erdgas liegt zwischen ungefähr -85 °C (-12Γ Fahrenheit) und -62 °C (-80° Fahrenheit). Typischenweise werden Erdgaszusammensetzungen bei Atmosphärendruck im Temperaturbereich zwischen ungefähr -165 °C (-265° Fahrenheit) und -155 °C (-247° Fahrenheit) verflüssigen. Da die Kühlausrüstung einen solchen wesentlichen Teil der LNG-Einrichtungskosten 40 darstellt, wurden große Anstrengungen unternommen, um die Kühlkosten zu verringern.
Obwohl viele Kältekreisläufe zur Verflüssigung von Erdgas verwendet worden sind, sind die drei in heutigen LNG-Anlagen am häufigsten verwendeten Arten: (1) der "Expansionskreislauf", der Gas von einem hohen Druck auf einen niedrigen Druck expandiert, mit einer entsprechenden 45 Temperaturverringerung, (2) der "Mehrkomponenten-Kältekreislauf, welcher ein Mehrkompo-nenten-Kühlmittel in speziell entworfenen Austauschern verwendet, und (3) der "Kaskadenkreislauf", welcher mehrere Einkomponenten-Kühlmittel in Wärmetauschern verwendet, die fortschreitend angeordnet sind, um die Temperatur des Gases auf die Verflüssigungstemperatur zu verringern. Die meisten Erdgas-Verflüssigungskreislauf verwenden Variationen oder Kombinati-50 onen dieser drei Grundarten.
Das Kaskadensystem verwendet im Allgemeinen zwei oder mehr Kühlschleifen, in welchen das expandierte Kühlmittel aus einer Stufe zur Kondensation des komprimierten Kühlmittels in der nächsten Stufe verwendet wird. Jede aufeinanderfolgende Stufe verwendet ein leichteres, 55 flüchtigeres Kühlmittel, welches bei der Expansion ein tieferes Kühlniveau bereitstellt und daher 3
AT 413 601 B in der Lage ist, auf eine niedrigere Temperatur zu kühlen. Um die von den Kompressoren verbrauchte Energie zu verringern, ist jeder Kältekreislauf typischerweise in mehrere Druckstufen aufgeteilt (drei oder vier Stufen sind üblich). Die Druckstufen haben die Wirkung, dass die Arbeit des Kühlens in mehrere Temperaturschritte aufgeteilt wird. Propan, Ethan, Ethylen und Methan 5 sind üblicherweise verwendete Kühlmittel. Da Propan bei einem relativ geringen Druck durch Luftkühler oder Wasserkühler kondensiert werden kann, ist Propan üblicherweise das Erststufenkühlmittel. Ethan oder Ethylen können als Zweitstufenkühlmittel verwendet werden. Die Kondensation des aus dem Ethankompressor austretenden Ethans erfordert ein Tieftemperaturkältemittel. Propan stellt diese Tieftemperatur-Kältemittelfunktion bereit. Auf ähnliche Weise, io wenn Methan als Kältemittel der Schlussstufe verwendet wird, wird Ethan verwendet, um das Methan zu kondensieren, das aus dem Methankompressor austritt. Das Propan-Kühlsystem wird daher verwendet, um das Zustromgas zu kühlen und das Ethan-Kühlmittel zu kondensieren, und Ethan wird verwendet, um das Zustromgas weiter zu kühlen und um das Methan-Kühlmittel zu kondensieren. 15
Auch die in konventionellen LNG-Anlagen verwendete Materialien tragen zu den Anlagekosten bei. Behälter, Rohrleitungen und anderes in LNG-Anlagen verwendetes Gerät bestehen typischerweise zumindest teilweise aus Aluminium, rostfreiem Stahl oder Stahl mit hohem Nickelanteil, um die notwendige Festigkeit und Bruchfestigkeit bei tiefen Temperaturen zu ge-20 währleisten.
In konventionellen LNG-Anlagen müssen Wasser, Kohlendioxid, schwefelhaltige Verbindungen, wie Schwefelwasserstoff und andere saure Gase, n-Pentan und schwerere Kohlenwasserstoffe, einschließlich Benzol, im Wesentlichen aus der Erdgasverarbeitung entfernt werden, bis herab 25 auf ppm- Niveau. Einige dieser Verbindungen frieren aus, was zu Verstopfungsproblemen in den Prozessgeräten führt. Andere Verbindung, wie jene, die Schwefel enthalten, werden typischerweise entfernt, um Verkaufsspezifikationen zu erfüllen. In einer konventionellen LNG-Anlage ist Gasbehandlungsgerät erforderlich, um das Kohlendioxid und die sauren Gase zu entfernen. Das Gasbehandlungsgerät verwendet typischerweise einen regenerativen Prozess 30 mit chemischem und/oder physikalischem Lösungsmittel, und erfordert eine bedeutende Kapitalinvestition. Die Betriebsausgaben sind ebenfalls hoch. Trockenbett-Entwässerer, wie Molekularsiebe sind zur Entfernung des Wasserdampfes erforderlich. Eine Absorptionskolonne und Fraktionierungsgerät werden typischerweise verwendet, um die Kohlenwasserstoffe zu entfernen, welche dazu neigen, Verstopfungsprobleme zu schaffen. Quecksilber wird in einer konven-35 tionellen LNG-Anlage ebenfalls entfernt, da es zum Versagen in Geräten führen kann, die aus Aluminium aufgebaut sind. Zusätzlich wird ein großer Teil des Stickstoffs, welcher im Erdgas Vorkommen kann, nach der Verarbeitung entfernt, da der Stickstoff während des Transportes von konventionellem LNG nicht in der flüssigen Phase verbleiben wird, und es unerwünscht ist, zum Lieferzeitpunkt Stickstoffdampf in dem LNG-Behälter zu haben. 40
Es besteht in der Industrie ein fortgesetzter Bedarf an verbesserten Prozessen zur Verflüssigung von Erdgas, welche die Menge an Kühlgeräten und die erforderliche Prozessleistung minimieren. 45 Die vorliegende Erfindung bezieht sich allgemein auf einen Verflüssigungsprozess eines an Methan reichen Gasstroms, der einen Anfangsdruck von ungefähr 3,100 kPa (450 psia) hat. Die hauptsächliche Kühlung zur Kondensation des Erdgases erfolgt durch Kaskaden-Kältekreisläufe, vorzugsweise durch nur zwei Kreisläufe. Das Erdgas wird dann durch ein geeignetes Druckexpansionsmittel druckexpandiert, um ein methanreiches Flüssigkeitsprodukt zu so erzeugen, das eine Temperatur von oberhalb ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) und einen ausreichenden Druck hat, damit das Flüssigkeitsprodukt am oder unterhalb seinem Blasenpunkt ist.
Der Prozess dieser Erfindung kann auch Abkochdampf bzw. Abdampf kondensieren, der von 55 unter Druck stehendem Flüssigerdgas erzeugt wird. Wenn das Erdgas Kohlenwasserstoffe 4
AT 413 601 B enthält, die schwerer als Methan sind, und es gewünscht wird, die schwereren Kohlenwasserstoffe zu entfernen, kann dem Prozess ein Fraktionierungsprozess hinzugefügt werden.
Das Verfahren der vorliegenden Erfindung kann sowohl für die Anfangsverflüssigung von Erd-5 gas von der Quelle der Lieferung für Speicherung oder Transport verwendet werden, als auch zur Wiederverflüssigung von Erdgasdampf, der während der Speicherung und Schiffsbeladung abgegeben wurde. Dementsprechend ist es eine Aufgabe dieser Erfindung, ein verbessertes Verflüssigungssystem für die Verflüssigung oder Wiederverflüssigung von Erdgas bzw. Naturgas zu schaffen. Eine weitere Aufgabe dieser Erfindung ist die Schaffung eines verbesserten io Verflüssigungssystems, bei welchem bedeutend weniger Kompressionsleistung erforderlich ist als in Systemen des Standes der Technik. Eine weitere Aufgabe dieser Erfindung ist die Schaffung eines verbesserten Verflüssigungsprozesses, welcher im Betrieb wirtschaftlich und effizient ist. Die Kühlung auf sehr niedrige Temperaturen bei konventionellen LNG-Prozessen ist sehr teuer im Vergleich mit der relativ milden Kühlung, die erforderlich ist bei der Produktion von 15 PLNG in Übereinstimmung mit der Verwirklichung dieser Erfindung.
Die vorliegende Erfindung und ihre Vorteile werden durch Bezugnahme auf die folgende ausführliche Beschreibung und die angehängten Figuren besser verständlich, wobei die Figuren schematische Strömungsdiagramme von repräsentativen Ausführungen dieser Erfindung sind. 20
Fig. 1 ist ein schematisches Strömungsdiagramm einer Ausführung des Prozesses der Erfindung, welches ein Zweikreislauf-Kaskadenkühlsystem zur Erzeugung von PLNG zeigt.
Fig. 2 ist ein schematisches Strömungsdiagramm einer zweiten Ausführung dieser Erfindung, 25 welches einen Prozess zur Kondensation von Abkochdampf und zur Entfernung von schwereren Kohlenwasserstoffen veranschaulicht.
Fig. 3 ist ein schematisches Strömungsdiagramm einer dritten Ausführung dieser Erfindung. 30 Die in den Figuren veranschaulichten Strömungsdiagramme präsentieren verschiedene Ausführungen zur Verwirklichung des Prozesses dieser Erfindung. Die Figuren bezwecken nicht den Ausschluss von anderen Ausführungen, welche das Resultat von normalen und erwarteten Modifikationen dieser spezifischen Ausführungen sind, aus dem Schutzumfang der Erfindung. Verschiedene notwendige Untersysteme, wie Pumpen, Ventile, Strommischer, Steuersysteme 35 und Sensoren sind in den Figuren weggelassen worden, zum Zwecke der Einfachheit und Klarheit der Darstellung.
Die vorliegende Erfindung verwendet ein Kaskadenkühlsystem zur Verflüssigung von Erdgas bzw. Naturgas zur Erzeugung eines methanreichen Flüssigproduktes, das eine Temperatur 40 oberhalb von ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) hat, und einen ausreichenden Druck, damit das Flüssigprodukt an oder unterhalb von seinem Blasenpunkt ist. Dieses methanreiche Produkt wird in dieser Beschreibung manchmal als unter Druck stehendes Flüssigerdgas (PLNG = pressurized liquid natural gas) bezeichnet. Der Begriff "Blasenpunkt" ist die Temperatur und der Druck, bei welchem eine Flüssigkeit anfängt, sich in Gas umzuwandeln. Wenn beispielswei-45 se ein bestimmtes Volumen von PLNG auf konstantem Druck gehalten wird, aber seine Temperatur erhöht wird, ist die Temperatur, bei welcher Gasblasen sich in dem PLNG zu bilden beginnen, der Blasenpunkt. Ähnlich, wenn ein bestimmtes Volumen von PLNG bei einer konstanten Temperatur gehalten wird, aber der Druck verringert wird, definiert der Druck, bei welchem Gas sich zu bilden beginnt, den Blasenpunkt. Am Blasenpunkt ist die Mischung eine gesättigte so Flüssigkeit.
Die Verwendung eines Kaskadenkühlsystems in Übereinstimmung mit der vorliegenden Erfindung erfordert weniger Leistung für die Verflüssigung des Erdgases als in der Vergangenheit verwendete Kaskadenkühlprozesse, und die bei dem Prozess dieser Erfindung verwendeten 55 Geräte können aus weniger teuren Materialien hergestellt werden. Im Gegensatz dazu erfor- 5
AT 413 601 B dern Prozesse des Standes der Technik, welche LNG bei Atmosphärendrücken mit Temperaturen bis zu -160 °C (-256° Fahrenheit) erzeugen, dass für einen sicheren Betrieb zumindest ein Teil der Prozessausrüstung aus teuren Materialien hergestellt wird.
Die zur Verflüssigung des Erdgases bei der Verwirklichung dieser Erfindung erforderliche Energie ist gegenüber dem Energiebedarf einer konventionellen LNG-Anlage stark reduziert. Die Verringerung der für den Prozess der vorliegenden Erfindung erforderlichen Kühlenergie führt zu einer starken Verringerung der Kapitalkosten, proportional niedrigeren Betriebsausgaben, und einer erhöhten Effizienz und Zuverlässigkeit, wodurch die Wirtschaftlichkeit der Herstellung von Flüssigerdgas stark verbessert wird.
Bei den Betriebsdrücken und Betriebstemperaturen der vorliegenden Erfindung kann Stahl mit 3 1/2 Gewichtsprozent Nickel in Rohrleitungen und Einrichtungen in den kältesten Betriebsbereichen des Verflüssigungsprozesses verwendet werden, wohingegen das teurere neun Gewichtsprozent-Nickel oder Aluminium für die gleiche Ausrüstung in einem konventionellen LNG-Prozess allgemein erforderlich ist. Dies schafft eine weitere bedeutende Kostenreduktion für den Prozess dieser Erfindung im Vergleich mit LNG-Prozessen des Standes der Technik.
Die erste Überlegung bei der kältetechnischen Verarbeitung von Erdgas ist die Verunreinigung. Die rohe Erdgas-Zustrommenge, die für den Prozess dieser Erfindung geeignet ist, kann Erdgas enthalten, das aus einer Rohölquelle (assoziiertes Gas) oder einer Gasquelle (nicht-assoziiertes Gas) erhalten wird. Die Zusammensetzung von Erdgas kann stark variieren. Entsprechend der vorliegenden Beschreibung enthält ein Erdgasstrom als eine Hauptkomponente Methan (C^). Das Erdgas enthält typischerweise auch Ethan (C2), höhere Kohlenwasserstoffe (C3+) und geringe Mengen von Verunreinigungen wie Wasser, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff, Stickstoff, Butan, Kohlenwasserstoffe von sechs oder mehr Kohlenstoffatomen, Schmutz, Eisensulfid, Wachs und Rohöl. Die Löslichkeiten dieser Verunreinigungen variieren mit der Temperatur, dem Druck und der Zusammensetzung. Bei tiefen Temperaturen können C02, Wasser und andere Verunreinigungen fest werden, was Strömungsdurchgänge in kältetechnischen Wärmetauschern verstopfen kann. Diese potentiellen Schwierigkeiten können umgangen werden, indem solche Verunreinigungen entfernt werden, wenn Bedingungen innerhalb ihrer Festphasen-Temperatur/Druck-Phasengrenzen der reinen Komponente vorhergesagt werden. In der folgenden Beschreibung der Erfindung wird angenommen, dass der Erdgasstrom geeignet behandelt wurde, um Sulfide und Kohlendioxide zu entfernen, und getrocknet wurde, um Wasser zu entfernen, unter Verwendung von konventionellen und bekannten Prozessen zur Erzeugung eines "süßen, trockenen" ("sweet/dry") Erdgasstroms. Wenn der Erdgasstrom schwere Kohlenwasserstoffe enthält, welche während der Verflüssigung ausfrieren könnten, oder wenn schwere Kohlenwasserstoffe in dem PLNG nicht erwünscht sind, können die schweren Kohlenwasserstoffe durch einen Fraktionierungsprozess vor der Erzeugung des PLNG entfernt werden, wie unten ausführlicher beschrieben wird.
Ein Vorteil der vorliegenden Erfindung ist, dass die wärmeren Betriebstemperaturen es dem Erdgas gestatten, höhere Konzentrationsniveaus an frierbaren Komponenten zu haben, als dies bei einem konventionellen LNG-Prozess möglich wäre. Zum Beispiel muss in einer konventionellen LNG-Anlage, welche LNG bei -160 °C (-256° Fahrenheit) erzeugt, das C02 unterhalb von 50 ppm liegen, um Frierprobleme zu vermeiden. Im Gegensatz hierzu, indem die Prozesstemperaturen oberhalb von ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) gehalten werden, kann das Erdgas C02 bei Mengen von bis zu 1.4 mol% C02 bei Temperaturen von -112 °C (-170° Fahrenheit) enthalten, und von ungefähr 4.2 % bei -95 °C (-139° Fahrenheit), ohne dass Frierproblem beim Verflüssigungsprozess dieser Erfindung verursacht werden.
Zusätzlich müssen moderate Mengen von Stickstoff im Erdgas im Prozess dieser Erfindung nicht entfernt werden, da der Stickstoff bei den Betriebsdrücken und Betriebstemperaturen der vorliegenden Erfindung in der flüssigen Phase verbleibt mit den verflüssigten Kohlenwasserstoffen. Die Fähigkeit, die Ausrüstung, welche für die Gasbehandlung und Stickstoffabweichung 6
AT 413 601 B erforderlich ist, zu verringern oder in manchen Fällen wegzulassen, wenn es die Zusammensetzung des Erdgases erlaubt, schafft bedeutende technische und wirtschaftliche Vorteile. Diese und weitere Vorteile der Erfindung werden durch Bezugnahme auf die Figuren besser verständlich. 5
In Fig. 1 tritt der unter Druck stehende Erdgas-Zustrom 10 vorzugsweise bei einem Druck von oberhalb ungefähr 1,724 kPa (250 psia) in den Verflüssigungsprozess ein, und noch bevorzugter bei oberhalb ungefähr 4,830 kPa (700 psia), und vorzugsweise bei Temperaturen unterhalb von ungefähr 40 °C (104° Fahrenheit); andere Drücke und Temperaturen können jedoch ver-io wendet werden, wenn dies gewünscht wird, und das System kann durch Fachleute unter Berücksichtigung der Lehre dieser Erfindung geeignet modifiziert werden. Wenn der Gasstrom 10 unterhalb von ungefähr 1,724 kPa (250 psia) ist, kann er durch ein geeignetes Kompressionsmittel (nicht abgebildet) unter Druck gesetzt werden, welches einen der mehrere Kompressoren umfassen kann. 15
Der Zustrom 10 läuft durch eine Reihe von Wärmetauschern, vorzugsweise zwei Wärmetauschern 30 und 31, welche durch einen ersten Kältekreislauf 32 gekühlt werden. Der Kältekreislauf 32 kühlt den Zustrom 10 in Wärmetauschern 30 und 31, und kühlt ein Kühlmittel in einem zweiten Kältekreislauf 33, der sich stromabwärts im Verflüssigungsprozess befindet. Der Kälte-20 kreislauf 33 kühlt das Erdgas in einer Reihe von Wärmetauschern weiter, vorzugsweise drei Austauschern 37, 38 und 39, wie in Fig. 1 gezeigt. Der Entwurf und Betrieb der Kältekreisläufe 32 und 33 ist dem Fachmann geläufig, und Details über ihren Betrieb finden sich im Stand der Technik. Das Kühlmittel in dem ersten Kältekreislauf 33 ist vorzugsweise Propan, und das Kühlmittel in dem zweiten Kältekreislauf 33 ist vorzugsweise Ethylen. Beispiele von Kaskaden-25 kühlsystemen werden beschrieben in dem US-Patent 3,596,472; Plant Processing of Natural Gas, herausgegeben von dem Petroleum Extension Service, University of Texas at Austin TX (1974); und Harper, E.A. et al., Trouble Free LNG, Chemical Engineering Progress, Band 71, Nr. 11 (1975). 30 Der verflüssigte Erdgasstrom 19, der den letzten Wärmetauscher 39 verlässt, hat in Übereinstimmung mit der Praxis dieser Erfindung eine Temperatur oberhalb -112 °C (-170° Fahrenheit) und einen ausreichenden Druck, damit das Flüssigprodukt an oder unterhalb seines Blasenpunktes ist. Wenn der Druck des Stroms 10 beim Austritt aus der letzten Stufe des zweiten Kältekreislaufes höher ist als der Druck, der erforderlich ist, um den Strom 10 in einer flüssigen 35 Phase zu halten, kann der Strom 10 optional durch ein oder mehrere Expansionsmittel geleitet werden, wie einer hydraulischen Turbine 40, um ein PLNG-Produkt bei einem niedrigeren Druck zu erzeugen, welches aber immer noch eine Temperatur von mehr als ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) und einen Druck hat, der ausreichend ist, damit das flüssige Produkt an oder unterhalb seines Blasenpunktes ist. Das PLNG wird dann an ein geeignetes Transportmittel 40 oder Speichermittel 41 geschickt (Strom 20), wie an eine geeignete Pipeline oder einen geeigneten Träger, wie ein PLNG-Schiff, Tanklastwagen, der Eisenbahnwaggon.
Fig. 2 veranschaulicht eine weitere Ausführung der Erfindung, und in dieser Figur und den in den Fig. 1 und 3 veranschaulichten Ausführungen, haben Teile mit gleichen Ziffern die gleichen 45 Prozessfunktionen. Der Fachmann erkennt jedoch, dass das Prozessgerät bzw. die Prozessausrüstung sich in der Größe und Kapazität zur Verarbeitung unterschiedlicher Fluidströmungsgeschwindigkeiten, Temperaturen und Zusammensetzungen verändern kann. In Fig. 2 tritt ein Erdgas-Zustrom in das System über die Leitung 10 ein und wird durch Wärmetauscher 30 und 31 geleitet, welche durch einen ersten Kältekreislauf 32 gekühlt werden. Der Kältekreislauf 32 so kühlt den Zustrom 10 und kühlt ein Kühlmittel in einem zweiten Kältekreislauf 33, welcher sich weiter stromabwärts im Verflüssigungsprozess befindet.
Nach dem Austritt aus dem letzten Wärmetauscher 31, tritt der Gaszustrom 10 in einen konventionellen Phasenseparator 34. Ein Flüssigkeitsstrom 11 tritt aus dem Boden des Separators 55 aus, und wird an einen konventionellen Entmethanisierer 35 geleitet. Der Entmethanisierer 7
AT 413 601 B erzeugt einen obenliegenden Dampfstrom 12, welcher reich an Methan ist und einen unteren Flüssigkeitsstrom 13, welcher vornehmlich aus Erdgasflüssigkeiten (NGL = natural gas liquids), primär Ethan, Propan, Butan, Pentan und schwereren Kohlenwasserstoffen besteht. Der Ent-methanisierer-Bodenstrom 13 wird an eine konventionelle Fraktionierungsanlage 36 geleitet, 5 deren allgemeiner Betrieb dem Fachmann geläufig ist. Die Fraktionierungsanlage 36 kann eine oder mehrere Fraktionierungskolonnen (in Fig. 2 nicht abgebildet) umfassen, welche den flüssigen Bodenstrom 13 in vorbestimmte Mengen Methan, Propan, Butan, Pentan und Hexan trennen. Diese Flüssigkeiten werden der Fraktionierungsanlage 36 als kondensierte Produkte entnommen, welche in Fig. 2 kollektiv als Strom 14 abgebildet sind. Obenliegende Ströme aus der io Fraktionierungsanlage 36 sind reich an Ethan und anderen leichteren Kohlenwasserstoffen. Diese obenliegenden Ströme sind in Fig. 2 kollektiv als Strom 15 abgebildet. Die Fraktionierungsanlage umfasst vorzugsweise mehrfache Fraktionierungskolonnen (nicht abgebildet), wie eine Entethanisierkolonne, welche Ethan produziert, eine Entpropanisierkolonne, welche Propan produziert, und eine Entbutanisierkolonne, welche Butan produziert, welche als Auffüll-15 kühlmittel für das Kaskadenkühlsystem (erste und zweite Kältekreisläufe 32 und 33) oder für irgend ein anderes geeignetes Kühlsystem verwendet werden können. Die Kühlmittelauffüllströme sind in Fig. 2 kollektiv durch Leitung 16 veranschaulicht. Obwohl es in Fig. 2 nicht gezeigt ist, wenn der Zustrom 10 hohe Konzentrationen von CO2 enthält, müssen einer oder mehrere der Kühlmittelauffüllströme behandelt werden, um C02 zu entfernen, um potentielle Ver-20 Stopfungsprobleme in der Kühlausrüstung zu verhindern. Wenn die C02-Konzentration in dem Zustrom ungefähr 3 Molprozent überschreitet, enthält die Fraktionsierungsanläge 36 vorzugsweise einen C02-Entfemungsprozess.
Der methanreiche Strom 17 aus dem Separator 34, der an Methan reiche Strom 12 aus dem 25 Entmethanisierer 35, und der Strom 15 aus der Fraktionierungsanlage 36 werden kombiniert und als Strom 18 an eine Reihe von Wärmetauschern 37, 38 und 39 geleitet, um das Erdgas zu verflüssigen. Die Kühlung für die Wärmetauscher 37, 38 und 39 wird durch den oben beschriebenen zweiten Kältekreislauf 33 bereitgestellt. Obwohl die Kühlmittel in den ersten und zweiten Kältekreisläufen 32 und 33 in einem System geschlossener Kreisläufe zirkulieren, wenn Kühl-30 mittel durch Lecks dem System verloren gehen, können Auffüllkühlmittel aus der Fraktionierungsanlage 36 (Leitung 16) erhalten werden. In dem in Fig. 2 veranschaulichten Verflüssigungsprozess sind nur zwei Kreisläufe eines Kaskadensystems erforderlich, um den Erdgasstrom 10 in Übereinstimmung mit der Praxis dieser Erfindung zu kühlen. 35 Der verflüssigte Erdgasstrom 19, der aus dem letzten Wärmetauscher 39 austritt, wird durch ein oder mehrere Expansionsmittel geleitet, wie eine Hydraulikturbine 40, um ein PLNG-Produkt bei einer Temperatur oberhalb ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) und einem Druck zu erzeugen, der ausreichend ist, damit das Flüssigprodukt an oder unterhalb seines Blasenpunktes liegt. Das PLNG wird dann über Leitung 20 an ein geeignetes Speichermittel 41 geschickt. 40
Bei der Speicherung, dem Transport und der Verarbeitung von verflüssigtem Gas gibt es eine beträchtiche Menge von "Abkochen" bzw. Abdampfen, wobei der Dampf aus der Verdampfung von verflüssigtem Erdgas resultiert. Diese Erfindung ist besonders gut geeignet zur Verflüssigung von Abkochdampf, der von PLNG erzeugt wird. Der Prozess dieser Erfindung kann optio-45 nal solchen Abkochdampf wieder verflüssigen. In Fig. 2 kann Abkochdampf über Leitung 21 in den Prozess der Erfindung hineingeführt werden. Optional kann ein Teil des Stroms 21 als Strom 22 entnommen werden und durch einen Wärmetauscher 43 zur Kühlung des Dampfstroms 18 und zur Erwärmung des abgeleiteten Abkochgases gerichtet werden, zur späteren Verwendung als Treibstoff für die Verflüssigungsanlage. Der verbleibende Teil des Stroms 21 50 wird durch einen konventionellen Kompressor 43 geleitet, um den Abkochdampf auf ungefähr den Druck des Dampfstroms 18 zu komprimieren, und wird dann mit dem Strom 18 kombiniert.
Fig. 3 veranschaulicht eine weitere Ausführung der vorliegenden Erfindung. Der in Fig. 3 veranschaulichte Prozess ist dem in Fig. 2 beschriebenen Prozess ähnlich, außer dass in Fig. 3 der 55 Strom 18 durch einen Kompressor 44 geleitet wird und er komprimierte Dampfstrom 18 dann 8
AT 413 601 B durch Wärmetauscher 45 und 46 geleitet wird, welche durch das Kühlmittel des ersten Kältekreislaufes 32 gekühlt werden.
Wie in Fig. 3 gezeigt, kann Abkochgas optional in den Strom 18 eingebracht werden, nachdem 5 der Strom 18 von dem ersten Kältekreislauf 32 gekühlt worden ist, und vor der Kühlung durch den zweiten Kältekreislauf 33. Zumindest ein Teil des Abkochdampf-Stroms 21 wird durch einen konventionellen Kompressor 43 komprimiert, und das komprimierte Gas (Strom 23) wird durch einen Wärmetauscher 42 gekühlt, welcher durch den Strom 22 gekühlt wird, der dem Strom 21 entnommen wurde. Der Strom 22 kann nach der Erwärmung durch den Wärmetauscher 42 als io Treibstoff in der Verflüssigungsanlage verwendet werden.
Obwohl die Fig. 2 und 3 die Einführung des Abkochdampfes in den Verflüssigungsprozess an einem Punkt nach den Fraktionierungsstufen und vor den Kühlstufen des zweiten Kältekreislaufes zeigen, kann in der Praxis dieser Erfindung der Abkochdampf dem zu verflüssigenden Gas-15 ström an jedem Punkt im Prozess von vor dem Austauscher 30 bis nach dem Austauscher 39 und vor dem Expansionsmittel 40 zugeführt werden.
Diese Erfindung ist nicht auf irgend eine Art von Wärmetauscher beschränkt, aber aufgrund der Wirtschaftlichkeit werden Austauscher mit Plattenrippen und Cold-Box-Wärmetauscher bevor-20 zugt. Vorzugsweise sind bei allen Strömen, welche sowohl flüssige als auch dampfförmige Phasen enthalten, die den Wärmetauschern geschickt werden, sowohl die flüssige als auch die dampfförmige Phase gleichmäßig über die Querschnittsfläche der Durchgänge, in die sie eintre-ten, verteilt. Um dies zu erreichen, wird vorgezogen, Verteilungsapparate für individuelle Dampf-und Flüssigkeitsströme vorzusehen. Separatoren können je nach Erfordernis den mehrphasi-25 gen Flussströmen hinzugefügt werden, um die Ströme in flüssige und dampfförmige Ströme aufzuteilen. Solche Separatoren könnten den in den Fig. 2 und 3 veranschaulichten Prozessen vor den Wärmetauschern 38 und 39 hinzugefügt werden.
Beispiel 30
Eine simulierte Massen- und Energiebilanz wurde durchgeführt, um die in den Figuren veranschaulichten Ausführungen zu veranschaulichen, und die Ergebnisse werden in den folgenden Tabellen dargelegt. 35 Die Daten wurden unter Verwendung eines kommerziell verfügbaren Prozesssimulationsprogramms mit dem Namen HYSYS™ erhalten, es können jedoch auch andere kommerziell verfügbare Prozesssimulationsprogramme verwendet werden, um die Daten zu entwickeln, einschließlich z.B. HYSIM™, PROM™ und ASPEN PLUS™, welche dem Fachmann alle geläufig sind. Die in der Tabelle 1 präsentierten Daten werden bereitgestellt, um ein besseres Verständ-40 nis der in Fig. 1 gezeigten Ausführung zu schaffen, aber die Erfindung sollte nicht so verstanden werden, dass sie unnötigerweise hierauf beschränkt ist. Die Temperaturen und Strömungsgeschwindigkeiten sollten nicht als Beschränkungen der Erfindung angesehen werden, welche hinsichtlich der Temperaturen und Strömungsgeschwindigkeiten im Hinblick auf die vorliegenden Lehren variiert werden kann. In dieser Ausführung ist der erste Kältekreislauf 32 ein Pro-45 pansystem, und der zweite Kältekreislauf 33 ist ein Ethylensystem.
Die Daten in Tabelle 2 werden präsentiert, um ein besseres Verständnis der in Fig. 2 gezeigten Ausführung zu schaffen. In dieser Ausführung ist der erste Kältekreislauf 35 ein Propansystem, und der zweite Kältekreislauf 33 ist ein Ethansystem. 50
Unter Verwendung des grundlegenden Prozessströmungsschemas der Fig. 1, und unter Verwendung der gleichen Zustromzusammensetzung und der Temperatur, war die erforderliche installierte Gesamtleistung zur Erzeugung von konventionellem LNG (bei näherungsweise Atmosphärendruck und einer Temperatur von -160 °C (-265° Fahrenheit)) mehr als doppelt so 55 groß wie der installierte Gesamtleistungsbedarf bei der Produktion von PLNG unter Verwen- 9
AT 413 601 B düng der in Fig. 1 gezeigten Ausführung: 177,927 kW (238,60 hp) zur Erzeugung von LNG gegenüber 75,839 kW (101,700 hp) zur Erzeugung des PLNG. Dieser Vergleich wurde unter Verwendung des HYSYS™-Prozesssimulators durchgeführt. 5 Ein Fachmann, insbesondere einer, der von der Lehre dieses Patentes profitiert, wird viele Modifikationen und Variationen der spezifischen Prozesse, welche oben offenbart wurden, erkennen. Zum Beispiel kann eine Vielzahl von Temperaturen und Drücken in Übereinstimmung mit der Erfindung verwendet werden, abhängig von dem Gesamtentwurf des Systems und der Zusammensetzung des Zustromgases. Auch kann der Zustromgas-Kühlzug ergänzt oder neu io konfiguriert werden, abhängig von den Gesamtentwurfs-Erfordernissen zur Erreichung von optimalen und effizienten Wärmetausch-Erfordernissen. Wie oben beschrieben, sollten die speziell offenbarten Ausführungen und Beispiele nicht zur Beschränkung oder Eingrenzung des Schutzumfangs der Erfindung verwendet werden, welcher durch die folgenden Ansprüche und ihre Äquivalente definiert wird. 15 20 25 30 35 40 45 50 55 r ' 10 15 20 25 30 35 40 45 50 10 w g ff* "3 Θ a d s t s 6 e * « B N % 30^0000553333 Ο Ο Ο Ο Ο O r-. >-« ö 0' 0* ö 0' 0' O* O § »ΟΐΜβΟΟη[Ν\0\Τ<ί· 00 00 θ' N OS V O Os θ' Os θ' N N 0 ~ ö *-ί ö ö ö 0' 0’ © Ö * 6U m^pCSOOnwosOs«·-tOsr-OOtONMJseecooo d 0 0 O *"* «*» d‘ 0’ ö 0 ö 0" 0 •Λ 00 «Λ ON ^--^030--fnovvo33\ovo “•ιοδο VOdVOO\»OÖ33 oC eö ei g pj η n m m 0 6 «·* sonOno^ooQ^aos^H 3 «Λ m — M M — oswotvi σί 5 5 '5’ 5 oC Os W ·—1 Os Os Os Os Os Os • * JS u a a H S i I lbmol/ Std. O'mmr'O'Tr'nOTfO'O't^-· den50*-;0v»o0\f*n000«n Ov OO O 00 d 3 0 NO vo \D 0 0 4h ah «k «k dk «* 4k «h «h M « O d ·—·—> *-* M Os N N vo n 00 d d 00 00 kgmol/ Std. d»O<>'*df**3«Od©0N»3»A Ooqdr-.VNddddvOvpdd d d 3 00 VN d 3 *— 3 3 d «*N vo“ ·-*“ m* veT d“ d1 rf -ί «η n 1*1 η n u i & ΟΟΟΟΟ·“*Ν0Ο—·ιηΟΟΟ 3«(*>di0ein«Nrt'inrt 1 1 d —* T T T ΊΓ i H 9 33300ddfn33o0vi>©© 333dv£i>-*fn30NdioÖÖ c^>cnoOdd*-«cnrjlC7'CJ'0\<7\ u ä O. 0 0 ooo0oooooooovooo OOOdOOSvOOvOOOd^—·»- 0Oddd°*d3ddd333 3 Sa o ed ä νθ00300_»ΛΟ00θνΛσ\—*dd »“♦dvödgONddOv^vodd innmcnnNnmNOwoBao * * * · dd «fiaaiiAA« vn 00 vn vn ««(nwinNNN Phase £3 g* S ^ B ss äf_. Strom OHNrtsftnvoMOOvOHN p—a ·—· «—· r— r-* »—< »—l w—> r« ·—« d d d
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AT 413 601 B
55

Claims (11)

1 4 AT 413 601 B Patentansprüche: 1. Prozess zur Verflüssigung eines unter Druck stehenden, methanreichen Gasstroms, umfassend die Schritte: 5 (a) Einführung des Gasstroms in einen Wärmetausch-Kontakt mit einem ersten Kältekreis lauf, der zumindest eine Kühlstufe umfasst, wodurch die Temperatur des Gasstroms durch Wärmetausch mit einem ersten Abschnitt eines ersten Kühlmittels verringert wird, um einen gekühlten Gasstrom zu produzieren; (b) Einführung des gekühlten Gasstroms in einen Wärmetausch-Kontakt mit einem zwei- io ten Kältekreislauf, der zumindest eine Kühlstufe umfasst, wodurch die Temperatur des ge kühlten Gasstroms weiter verringert wird durch Wärmetausch mit einem zweiten Kühlmittel, um einen verflüssigten, methanreichen Strom zu produzieren, wobei das zweite Kühlmittel einen Siedepunkt hat, der niedriger ist als der Siedepunkt des ersten Kühlmittels, und das zweite Kühlmittel teilweise gekühlt und kondensiert wird durch Wärmetausch mit einem 15 zweiten Abschnitt des ersten Kühlmittels, um ein Flüssigprodukt bei einer Temperatur oberhalb ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) und einem Druck zu erzeugen, der ausreichend ist, damit der verflüssigte Strom an oder unterhalb seines Blasenpunktes liegt; und (c) Einführung des verflüssigten Stroms in ein Speichermittel, zur Speicherung bei einer Temperatur oberhalb ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit). 20
2. Prozess nach Anspruch 1, ferner umfassend, dass dem Prozess Abkochgas zugeführt wird, das aus der Verdampfung von verflüssigtem Erdgas bzw. Naturgas resultiert, welches eine Temperatur oberhalb ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) und einen Druck hat, der ausreichend ist, damit das Flüssigprodukt an oder unterhalb eines Blasenpunktes liegt, 25 wobei das Abkochgas zumindest teilweise von dem Verflüssigungsprozess verflüssigt wird.
3. Prozess nach Anspruch 1, ferner umfassend die Separierung des Abkochgases in einen ersten Strom und einen zweiten Strom, das Komprimieren des ersten Stroms und das Leiten des komprimierten ersten Stroms an den Verflüssigungsprozess vor zumindest der 30 letzten Kühlstufe des zweiten Kältekreislaufes, wobei der zweite Strom an einen Wärmetauscher geleitet wird, um den zweiten Abkochstrom zu erwärmen und den Erdgasstrom bzw. Naturgasstrom zu kühlen, unter Verwendung des erwärmten zweiten Abkochstroms als Treibstoff.
4. Prozess nach Anspruch 3, umfassend die Einführung des ersten Stroms des Abkochgases in den Gasstrom vor der letzten Stufe des zweiten Kältekreislaufes.
5. Prozess nach Anspruch 3, ferner umfassend die Separierung des Abkochgases in einen ersten Strom und einen zweiten Strom, die Komprimierung des ersten Stroms und das Lei- 40 ten des komprimierten ersten Stroms an einen Wärmetauscher, das Leiten des zweiten Stroms durch den Wärmetauscher, um den zweiten Strom zu erwärmen und den komprimierten ersten Strom zu kühlen, und die Einführung des gekühlten, komprimierten ersten Stroms in den Erdgasstrom bzw. Naturgasstrom vor zumindest der letzten Stufe des zweiten Kältekreislaufes. 45
6. Prozess nach Anspruch 1, wobei der Gasstrom Methan und Kohlenwasserstoffkomponenten, welche schwerer als Methan sind, enthält, wobei der Prozess ferner die Entfernung einer vorherrschenden Menge der schwereren Kohlenwasserstoffe umfasst, um einen Dampfstrom zu erzeugen, der Reich an Methan ist, und einen Flüssigkeitsstrom, der reich so an schwereren Kohlenwasserstoffen ist, wobei der Dampfstrom dann durch den Prozess des Anspruchs 1 verflüssigt wird.
7. Prozess nach Anspruch 6, wobei der an schwereren Kohlenwasserstoffen reiche Flüssigkeitsstrom weiterhin fraktioniert wird, wodurch ein an Ethan reicher Dampf erzeugt wird, welcher mit dem methanreichen Strom des Anspruchs 1 kombiniert wird. 55 1 5 AT 413 601 B
8. Prozess nach Anspruch 1, wobei die Verflüssigung des Gasstroms durchgeführt wird unter Verwendung von nur zwei geschlossenen Kältekreisläufen in Kaskadenanordnung.
9. Prozess nach Anspruch 1, wobei der Gasstrom Methan und Kohlenwasserstoffkomponen- 5 ten enthält, die schwerer als Methan sind, wobei der Prozess ferner nach dem Schritt (a) die zusätzlichen Schritte der Entfernung eines Hauptteils der schwereren Kohlenwasserstoffe umfasst, um einen Gasstrom zu erzeugen, der im Wesentlichen frei ist von Kohlenwasserstoffen, die drei oder mehr Kohlenstoffatome haben, der Kompression des Dampfstroms, der erneuten Kühlung des Gasstroms in zumindest einer Kühlstufe mit einem drit-io ten Abschnitt des Kühlmittels des ersten Kältekreislaufes, und danach der Fortsetzung mit Schritt (b) des Anspruchs 1.
10. Prozess nach Anspruch 1, wobei der unter Druck stehende, methanreiche Gasstrom einen Druck oberhalb von 3,103 kPa (450 psia) hat. 15
11. Prozess zur Verflüssigung eines Erdgasstroms bzw. Naturgasstroms, welcher die Schritte umfasst: (a) Kühlen des Erdgasstroms bzw. Naturgasstroms durch einen oder mehrere Wärmetauscher mittels eines ersten Kältekreislaufes eines Kaskadenkühlsystems, das zwei Kreisläu- 20 fe hat; (b) Leiten des gekühlten Erdgases bzw. Naturgases an einen Phasenseparator, um einen ersten Dampfstrom und einen Flüssigkeitsstrom zu erzeugen; (c) Leiten des flüssigen Erdgasstroms bzw. Naturgasstroms an einen Entmethanisierer, um einen zweiten Dampfstrom und einen zweiten Flüssigkeitsstrom zu erzeugen; 25 (d) Leiten des zweiten Flüssigkeitsstroms an eine Fraktionierungsanlage, um ein konden siertes Produkt, Auffüllkühlmittel und einen dritten Dampfstrom zu erzeugen; (e) Kombinieren des ersten Dampfstroms, des zweiten Dampfstroms und des dritten Dampfstroms, und Leiten des kombinierten Dampfstroms an einen oder mehrere Wärmetauscher, die von einem zweiten Kältekreislauf des Kaskadenkühlsystems gekühlt werden, 30 um den kombinierten Dampfstrom zumindest teilweise zu verflüssigen; und (f) Leiten des kombinierten Dampfstroms des Schrittes (e) an ein Expansionsmittel, um verflüssigtes Erdgas bzw. Naturgas zu erzeugen, das eine Temperatur oberhalb ungefähr -112 °C (-170° Fahrenheit) und einen Druck hat, der ausreichend ist, damit das Flüssigprodukt an oder unterhalb seines Blasenpunktes liegt. 35 Hiezu 2 Blatt Zeichnungen 40 45 50 55
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