CH694000A5 - Verfahren zur Verfluessigung eines Erdgasstroms, enthaltend mindestens eine einfrierbare Komponente. - Google Patents

Description

  



   Gebiet der Erfindung  



   Diese Erfindung betrifft ein Verfahren zur Herstellung einer unter  Druck gesetzten methanreichen Flüssigkeit aus einem Multikomponenteneinsatzstrom,  enthaltend Methan und eine einfrierbare Komponente mit einer geringeren  relativen Flüchtigkeit als der von Methan. Die bevorzugte Ausführung  betrifft ein Erdgasverflüssigungsverfahren und insbesondere ein Verfahren  zur Herstellung von flüssigem Erdgas unter Druck (pressurized liquid  natural gas, PLNG) aus einem Erdgasstrom, der mindestens eine einfrierbare  Komponente enthält.  Hintergrund der Erfindung  



   Wegen seiner sauberen Verbrennungsqualitäten und praktischen Verwendung  wurde Erdgas in den letzten Jahren weithin verwendet. Viele Quellen  von Erdgas befinden sich in entfernten Gebieten, in grossen Entfernungen  von den Handelsmärkten für das Gas. Manchmal steht eine Pipeline  für den Transport von hergestelltem Erdgas zu einem Handelsmarkt  zur Verfügung. Wenn der Transport mittels Pipeline nicht möglich  ist, wird hergestelltes Erdgas oft zu verflüssigtem Erdgas, welches  als liquefied natural gas ("LNG") bezeichnet wird, für den Transport  zum Markt verarbeitet. 



   Eine der unterscheidenden Merkmale einer LNG-Fabrik ist die grosse  für die Fabrik erforderliche Kapitalinvestition. Die Einrichtung,  die zur Verflüssigung von Erdgas verwendet wird, ist im Allgemeinen  recht teuer. Die Verflüssigungsfabrik besteht aus mehreren Basissystemen,  einschliesslich Gasbehandlung zur Entfernung von Verunreinigungen,    Verflüssigung, Kühlung, Energieversorgung und Lagerungs- und Schiffbeladungseinrichtungen.  Während die Kosten einer LNG-Fabrik abhängig von der Lage der Fabrik  weithin variieren können, kann ein typisches konventionelles LNG-Projekt  von 5 bis 10 Milliarden US-Dollar kosten, einschliesslich Feldentwicklungskosten.  Die Kühlungssysteme der Fabrik können bis zu 30 Prozent der Kosten  ausmachen. 



   LNG-Kühlungssysteme sind teuer, weil so viel Kühlung zur Verflüssigung  von Erdgas notwendig ist. Ein typischer Erdgasstrom tritt bei Drucken  von ungefähr 4830 kPa (700 psia) bis ungefähr 7600 kPa (1100 psia)  und Temperaturen von ungefähr 20 DEG C bis ungefähr 40 DEG C in eine  LNG-Fabrik ein. Erdgas, welches überwiegend Methan ist, kann nicht  durch einfaches Erhöhen des Drucks verflüssigt werden, wie das der  Fall bei schwereren Kohlenwasserstoffen ist, die für Energiezwecke  verwendet werden. Die kritische Temperatur von Methan ist -82,5 DEG  C. Das bedeutet, dass Methan unabhängig vom angewendeten Druck nur  unterhalb dieser Temperatur verflüssigt werden kann. Da Erdgas eine  Mischung von Gasen ist, verflüssigt es sich über einen Bereich von  Temperaturen. Die kritische Temperatur von Erdgas ist zwischen ungefähr  -85 DEG C und -62 DEG C.

   Typischerweise verflüssigen sich Erdgaszusammensetzungen  bei Atmosphärendruck im Temperaturbereich zwischen ungefähr -165  DEG C und -155 DEG C. Da die Kühlungseinrichtung solch einen bedeutsamen  Teil der LNG-Anlagekosten ausmacht, wurden beträchtliche Anstrengungen  unternommen, um die Kühlungskosten zu reduzieren. 



   Im Stand der Technik existieren viele Systeme zur Verflüssigung von  Erdgas durch nacheinander folgendes Durchleiten des Gases bei einem  erhöhten Druck durch eine Vielzahl von Kühlungsstufen, wobei das  Gas allmählich auf niedrigere Temperaturen abgekühlt wird, bis sich  das Gas verflüssigt. Konventionelle Verflüssigung kühlt das Gas auf  eine Temperatur von ungefähr -160 DEG C bei oder nahe dem Atmosphärendruck.  Kühlung wird im Allgemeinen durch    Wärmeaustausch mit einem oder  mehreren Kühlmitteln wie Propan, Propylen, Ethan, Ethylen und Methan  erreicht.

   Wenn auch viele Kühlungszyklen zur Verflüssigung von Erdgas  verwendet wurden, sind die heute in LNG-Fabriken am häufigsten verwendeten  die drei Typen: (1) "Kaskadenzyklus", der mehrere Einzelkomponenten-Kühlmittel  in Wärmeaustauschern, die nacheinander angeordnet sind, zur Verringerung  der Temperatur des Gases auf eine Verflüssigungstemperatur verwendet,  (2) "Expanderzyklus", der das Gas von einem hohen Druck zu einem  niedrigen Druck mit einer entsprechenden Verringerung der Temperatur  expandiert, und (3) "Multikomponenten-Kühlungszyklus", der ein Multikomponenten-Kühlmittel  in speziell konstruierten Austauschern verwendet. Die meisten Erdgasverflüssigungszyklen  verwenden Variationen oder Kombinationen dieser drei Basistypen. 



   In konventionellen LNG-Fabriken müssen Kohlendioxid, schwefelhaltige  Verbindungen, wie Schwefelwasserstoff und andere saure Gase, n-Pentan  und schwerere Kohlenwasserstoffe einschliesslich Benzol im Wesentlichen  herunter bis zu Teile-pro-Million (ppm)-Leveln aus der Erdgasverarbeitung  entfernt werden. Manche dieser Verbindungen frieren ein, wobei Verstopfungsprobleme  in der Verfahrenseinrichtung verursacht werden. Andere Verbindungen,  wie die schwefelhaltigen, werden typischerweise entfernt, um Verkaufsvorschriften  zu entsprechen. In einer konventionellen LNG-Fabrik ist eine Gasbehandlungseinrichtung  zur Entfernung des Kohlendioxids und der sauren Gase erforderlich.  Die Gasbehandlungseinrichtung verwendet typischerweise einen chemischen  und/oder physikalischen lösungsmittelregenerativen Prozess und erfordert  eine beträchtliche Kapitalinvestition.

   Ausserdem sind die Betriebskosten  hoch. Trockenbett-Dehydratisierungsmittel, wie Molekularsiebe, sind  zur Entfernung des Wasserdampfes notwendig. Eine Waschkolonne und  Fraktionierungseinrichtung werden zur Entfernung der Kohlenwasserstoffe,  die zur Verursachung von    Verstopfungsproblemen neigen, verwendet.  Quecksilber wird auch in einer konventionellen LNG-Fabrik entfernt,  da es Defekte in der aus Aluminium hergestellten Einrichtung verursachen  kann. Zusätzlich wird ein grosser Teil des Stickstoffs, der im Erdgas  vorliegen kann, nach der Verarbeitung entfernt, da Stickstoff während  des Transports von konventionellem LNG nicht in der flüssigen Phase  verbleibt und Stickstoffdämpfe in LNG-Containern zum Zeitpunkt der  Lieferung unerwünscht sind. 



   Es gibt einen andauernden Bedarf in der Industrie für einen verbesserten  Prozess zur Verflüssigung von Erdgas, das CO 2  in Konzentration  enthält, die während des Verflüssigungsverfahrens ausfrieren würden  und das gleichzeitig Energieanforderungen hat, die ökonomisch sind.                                                            



   Das erfindungsgemässe Verfahren ist durch die Merkmale des Anspruchs  1 gekennzeichnet. Offenbart wird insbesondere allgemein ein Verfahren  zur Herstellung eines unter Druck gesetzten verflüssigten Erdgases  (pressurized liquefied natural gas, PLNG), wobei der Erdgaseinsatzstrom  eine einfrierbare Komponente enthält. Wenn sie auch typischerweise  CO 2 , H 2 S oder ein anderes saures Gas ist, kann die einfrierbare  Komponente doch jede Komponente sein, die das Potenzial zur Bildung  von Feststoffen im Trennsystem hat. 



   Es wird ein Multikomponenteneinsatzstrom, enthaltend Methan und eine  einfrierbare Komponente mit einer geringeren relativen Flüchtigkeit  als der von Methan, in ein Trennsystem mit einem Einfrierbereich,  der bei einem Druck über ungefähr 1380 kPa (200 psia) und unter Festkörperbildungsbedingungen  für die einfrierbare Komponente arbeitet, und einem Destillationsbereich,  der sich unter dem Einfrierbereich befindet, eingeführt. Das Trennsystem,  welches eine kontrollierte Einfrierzone (controlled freeze zone "CFZ")    enthält, stellt einen methanreichen Dampfstrom und einen Flüssigstrom  her, der reich an der einfrierbaren Komponente ist.

   Mindestens ein  Teil des Dampfstroms wird zur Herstellung eines methanreichen verflüssigten  Stroms mit einer Temperatur über ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F)  und einem Druck, der ausreichend dafür ist, dass das Flüssigprodukt  an seinem oder unter seinem Blasenbildungspunkt ist, gekühlt. Ein  erster Teil des verflüssigten Stroms wird als ein verflüssigter Produktstrom  unter Druck (PLNG) aus dem Verfahren entnommen. Ein zweiter Teil  des verflüssigten Stroms wird zum Trennsystem zurückgeführt, um für  das Trennsystem eine Kühlungsbetriebsweise bereitzustellen. 



   In einer Ausführungsform wird ein Dampfstrom aus einer oberen Region  des Trennsystems entfernt und wird auf einen höheren Druck komprimiert  und gekühlt. Der gekühlte komprimierte Strom wird dann zur Herstellung  eines überwiegend flüssigen Stroms mittels einer Expansionseinrichtung  expandiert. Ein erster Teil des Flüssigstroms wird als Rückflussstrom  in das Trennsystem eingespeist und dabei für das Trennsystem eine  Kühlung ohne Rückführung, (open-loop) bereitgestellt, und ein zweiter  Teil des Flüssigstroms wird als ein Produktstrom mit einer Temperatur  über ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F) und einem Druck, der ausreichend  dafür ist, dass das Flüssigprodukt an seinem oder unter seinem Blasenbildungspunkt  ist, entnommen. 



   In einer anderen Ausführungsform wird ein Dampfstrom aus einer oberen  Region des Trennsystems entnommen und mittels eines Kühlungssystems  mit geschlossenem Kreislauf (closed-loop) gekühlt, um den methanreichen  Dampfstrom zu verflüssigen und so eine Flüssigkeit mit einer Temperatur  über ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F) und einem Druck, der ausreichend  dafür ist, dass das Flüssigprodukt an seinem oder unter seinem Blasenbildungspunkt  ist, herzustellen. 



   Das erfindungsgemässe Verfahren kann sowohl für die anfängliche Verflüssigung  eines Erdgases an der Vorratsquelle    zur Lagerung oder zum Transport  verwendet werden als auch zur Wiederverflüssigung von Erdgasdämpfen,  die während der Lagerung und Schiffbeladung freigesetzt werden. Es  ist dementsprechend ein erfindungsgemässes Ziel, ein verbessertes  integriertes Verflüssigungs- und CO 2 -Entfernungssystem für die  Verflüssigung oder Wiederverflüssigung von Erdgas mit hohen CO 2  -Konzentrationen (grösser als ungefähr 5%) bereitzustellen. Ein anderes  erfindungsgemässes Ziel ist die Bereitstellung eines verbesserten  Verflüssigungssystems, wobei wesentlich weniger Kompressionsenergie  als in Systemen des Standes der Technik erforderlich ist.

   Ein weiteres  erfindungsgemässes Ziel ist es, durch Halten der Verfahrenstemperatur  für das Gesamtverfahren über ungefähr -112 DEG C, wodurch die Verfahrensausstattung  aus weniger teuren Materialien hergestellt werden kann, als sie in  einem konventionellen LNG-Verfahren erforderlich wären, in dem zumindest  ein Teil des Verfahrens bei Temperaturen bis herunter zu -160 DEG  C arbeitet, ein effizienteres Verflüssigungsverfahren bereitzustellen.  Die sehr niedrige Kühlungstemperatur des konventionellen LNG-Prozesses  ist sehr teuer verglichen zur relativ milden Kühlung, die bei der  Herstellung von PLNG in Übereinstimmung mit der erfindungsgemässen  Praxis notwendig ist.  Kurze Beschreibung der Zeichnungen                                                              



   Die vorliegende Erfindung und ihre Vorteile sind besser verständlich  unter Bezug auf die folgende ausführliche Beschreibung und die angefügten  Figuren, welche schematische Flussdiagramme repräsentativer erfindungsgemässer  Ausführungsformen sind.      Fig. 1 ist eine schematische Darstellung  eines Kryo-CFZ-Verfahrens, welche allgemein einen closed-loop Kühlungszyklus  zur Herstellung von verflüssigtem Erdgas unter Druck in Übereinstimmung  mit dem erfindungsgemässen Verfahren illustriert.       Fig. 2  ist eine schematische Darstellung eines Kryo-CFZ-Verfahrens, das  allgemein einen open-loop Kühlungszyklus zur Herstellung von verflüssigtem  Erdgas unter Druck in Übereinstimmung mit dem erfindungsgemässen  Verfahren illustriert.

       Fig. 3 ist eine schematische Darstellung  einer weiteren erfindungsgemässen Ausführungsform, in welcher Kohlendioxid  und Methan in einer Destillationskolonne mit einem CFZ, in welcher  ein Kopfproduktstrom verflüssigtes Erdgas unter Druck ist und ein  anderer Kopfproduktstrom Produktverkaufsgas ist, destillativ getrennt  werden.  



   Die in den Figuren dargestellten Flussdiagramme stellen verschiedene  Ausführungsformen der Praxis des erfindungsgemässen Verfahrens dar.  Die Figuren sollen andere Ausführungsformen, die sich aus normalen  und zu erwartenden Modifizierungen dieser spezifischen Ausführungsform  ergeben, nicht vom Bereich der Erfindung ausschliessen. Verschiedene  erforderliche Untersysteme wie Pumpen, Ventile, Flussstrommixer,  Kontrollsysteme und Sensoren wurden zum Zwecke der Einfachheit und  Klarheit der Darstellung in den Figuren weggelassen.  Beschreibung  der bevorzugten Ausführungsformen  



   Das erfindungsgemässe Verfahren trennt in einem Trennsystem einen  Multikomponenteneinsatzstrom, enthaltend Methan und mindestens eine  einfrierbare Komponente mit einer geringeren relativen Flüchtigkeit  als der von Methan, destillativ, wobei das Trennsystem eine kontrollierte  Einfrierzone (controlled freezing zone, "CFZ") enthält. Das Trennsystem  stellt einen an Methan angereicherten Kopfdampfstrom her und ein  Bodenrückstandsprodukt, das an der einfrierbaren Komponente angereichert  ist. Mindestens ein Teil des Kopfdampfstroms wird dann zur Herstellung  eines verflüssigten Erdgasprodukts    mit einer Temperatur über ungefähr  -112 DEG C (-170 DEG F) und einem Druck, der ausreichend dafür ist,  dass das Flüssigprodukt an seinem oder unter seinem Blasenbildungspunkt  ist, verflüssigt.

   Dieses Produkt wird hier manchmal als flüssiges  Erdgas unter Druck (pressurized liquid natural gas, "PLNG") bezeichnet.  Ein anderer Teil dieses verflüssigten Kopfstroms wird als Rückflussstrom  zum Trennsystem zurückgeführt. 



   Der Ausdruck "Blasenbildungspunkt" ist die Temperatur und der Druck,  bei welchen sich eine Flüssigkeit in Gas umzuwandeln beginnt. Wenn  beispielsweise ein bestimmtes Volumen von PLNG bei kons-tantem Druck  gehalten wird, aber seine Temperatur erhöht wird, ist die Temperatur,  bei welcher sich in dem PLNG Gasblasen zu bilden beginnen, der Blasenbildungspunkt.  Ähnlich definiert dann, wenn ein bestimmtes Volumen von PLNG bei  konstanter Temperatur gehalten wird, aber der Druck reduziert wird,  der Druck, bei welchem sich Gas zu bilden beginnt, den Blasenbildungspunkt.  Am Blasenbildungspunkt ist PLNG gesättigte Flüssigkeit. Vorzugsweise  wird das PLNG nicht nur bis zu seinem Blasenbildungspunkt kondensiert,  sondern weiter gekühlt, um die Flüssigkeit zu unterkühlen.

   Unterkühlung  des PLNG reduziert die Menge von Verdampfungs-(boil-off)-dämpfen  während seiner Lagerung, Transport und Handhabung. 



   Vor dieser Erfindung wurde es von den Fachleuten des Gebiets als  sicher angenommen, dass CFZ ungewolltes CO 2  entfernen kann. Es  wurde nicht erkannt, dass das CFZ-Verfahren in ein Verflüssigungsverfahren  zur Herstellung von PLNG integriert werden kann. 



   Das erfindungsgemässe Verfahren ist ökonomischer verwendbar, da das  Verfahren weniger Energie zur Verflüssigung des Erdgases erfordert  als in der Vergangenheit verwendete Verfahren, und die in dem erfindungsgemässen  Verfahren verwendete Einrichtung kann aus weniger teuren Materialien  hergestellt werden. Im Gegensatz dazu erfordern Verfahren des     Standes der Technik, die LNG bei Atmo-sphärendrucken mit Temperaturen  so niedrig wie -160 DEG C herstellen, eine Einrichtung, die zum sicheren  Betrieb aus teuren Materialien hergestellt ist. 



   In der erfindungsgemässen Praxis wird die Energie, die zur Verflüssigung  von Erdgas, welches beträchtliche Konzentrationen einer einfrierbaren  Komponente wie CO 2  enthält, in grossem Masse gegen-über den Energieanforderungen  eines konventionellen Verfahrens zur Herstellung von LNG aus einem  derartigen Erdgas reduziert. Die Reduktion der notwendigen Kühlungsenergie,  die für das erfindungsgemässe Verfahren erforderlich ist, ergibt  eine grosse Reduktion der Kapitalkosten, proportional niedrigere  Betriebskosten und erhöhte Effizienz und Zuverlässigkeit, wodurch  die Wirtschaftlichkeit der Herstellung von verflüssigtem Erdgas in  grossem Masse verbessert wird. 



   Bei den erfindungsgemässen Betriebsdrucken und -temperaturen kann  ungefähr 3<1>/ 2  Gew.-% Nickel im Röhrensystem und den Anlagen in  den kältesten Betriebsbereichen des Verflüssigungsprozesses verwendet  werden, während das teurere 9 Gew.-% Nickel oder Aluminium im Allgemeinen  für die gleiche Einrichtung in einem konventionellen LNG-Verfahren  erforderlich ist. Dies bedeutet eine weitere beträchtliche Kostenreduktion  für das erfindungsgemässe Verfahren im Vergleich zu LNG-Verfahren  des Standes der Technik. 



   Die erste Überlegung bei der Kryoverarbeitung von Erdgas ist die  Verunreinigung. Der Roherdgas-Einsatzstoff, welcher für das erfindungsgemässe  Verfahren geeignet ist, kann Erdgas umfassen, welches aus einer Rohölquelle  (assoziiertes Gas) oder aus einer Gasquelle (nichtassoziiertes Gas)  erhalten wurde. Das Roherdgas enthält oft Wasser, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff,  Stickstoff, Butan, Kohlenwasserstoffe mit sechs oder mehr Kohlenstoffatomen,  Schmutz, Eisensulfid, Wachs und Rohöl. Die Löslichkeiten dieser Verunreinigungen    variieren mit Temperatur, Druck und Zusammensetzung. Bei Kryotemperaturen  können CO 2 , Wasser und andere Verunreinigungen Festkörper bilden,  die die Durchflusspassagen in Kryowärmeaustauschern verstopfen können.

    Diese möglichen Schwierigkeiten können vermieden werden durch Entfernung  solcher Verunreinigungen, wenn die Bedingungen innerhalb ihrer Reinkomponente,  Festphasen-Temperatur-Druck-Phasengrenzen vorher kalkuliert werden.  In der folgenden Beschreibung der Erfindung wird angenommen, dass  der Erdgasstrom CO 2  enthält. Wenn der Erdgasstrom schwere Kohlenwasserstoffe  enthält, die während der Verflüssigung ausfrieren können, werden  diese schweren Kohlenwasserstoffe mit dem CO 2 entfernt. 



   Ein erfindungsgemässer Vorteil liegt darin, dass die wärmeren Betriebstemperaturen  es dem Erdgas erlauben, höhere Konzentrationen von einfrierbaren  Komponenten zu haben, als das in einem konventionellen LNG-Verfahren  möglich wäre. Beispielsweise muss in einer konventionellen LNG-Fabrik,  die LNG bei -160 DEG C herstellt, das CO 2  unter ungefähr 50 ppm  sein, um Ausfrierprobleme zu vermeiden. Im Gegensatz dazu kann durch  Halten der Verfahrenstemperaturen über ungefähr -112 DEG C das Erdgas  CO 2  in so hohen Leveln wie ungefähr 1,4 Mol% CO 2  bei Temperaturen  von -112 DEG C und ungefähr 4,2 bei -95 DEG C enthalten, ohne Ausfrierprobleme  beim erfindungsgemässen Verflüssigungsverfahren zu verursachen. 



   Zusätzlich müssen mässige Mengen an Stickstoff im Erdgas beim erfindungsgemässen  Verfahren nicht entfernt werden, da Stickstoff mit den verflüssigten  Kohlenwasserstoffen bei den erfindungsgemässen Betriebsdrucken und  -temperaturen in der flüssigen Phase verbleibt. Die Möglichkeit,  die zur Gasbehandlung und Stickstoffzurückhaltung erforderliche Ausstattung  zu reduzieren oder in einigen Fällen wegzulassen, bedeutet beträchtliche  technische und ökonomische Vorteile. Diese und andere erfindungsgemässe  Vorteile werden besser    unter Bezug auf den in den Figuren illustrierten  Verflüssigungsprozess verständlich. 



   Gemäss Fig. 1 gelangt ein Erdgaseinsatzstrom 10 bei einem Druck über  ungefähr 3100 kPa (450 psia) und mehr bevorzugt über ungefähr 4800  kPa (700 psia) und Temperaturen vorzugsweise zwischen ungefähr 0  DEG C und 40 DEG C in das System; verschiedene Drucke und Temperaturen  können jedoch gewünschtenfalls verwendet werden, und das System kann  entsprechend modifiziert werden. Wenn der Gasstrom 10 unter ungefähr  1380 kPa (200 psia) ist, kann er mittels einer geeigneten Kompressionseinrichtung  (nicht gezeigt), die einen oder mehrere Kompressoren umfassen kann,  unter Druck gesetzt werden.

   In dieser Beschreibung des erfindungsgemässen  Verfahrens wird angenommen, dass der Erdgasstrom 10 unter Verwendung  konventioneller und wohlbekannter Verfahren (nicht gezeigt in Fig. 1)  zur Entfernung von Wasser geeignet behandelt wurde, um einen "trockenen"  Erdgasstrom herzustellen. 



   Einsatzstrom 10 wird durch Kühler 30 geleitet. Der Kühler 30 kann  einen oder mehrere konventionelle Wärmeaustauscher enthalten, die  den Erdgaseinsatzstrom auf Kryotemperaturen abkühlen, vorzugsweise  herunter bis zu ungefähr -50 DEG C bis -70 DEG C und mehr bevorzugt  auf Temperaturen gerade über der Verfestigungstemperatur von CO 2  . Der Kühler 30 kann ein oder mehrere Wärmeaustauschsysteme umfassen,  die durch konventionelle Kühlungssysteme gekühlt werden, oder ein  oder mehrere Expansionseinrichtungen wie Joule-Thompson-Ventile oder  Turboexpander, einen oder mehrere Wärmeaustauscher, die Flüssigkeit  aus dem unteren Bereich der Fraktionierungskolonne 31 als Kühlmittel  verwenden, einen oder mehrere Wärmeaustauscher, die den Bodenrückstands-Produktstrom  von Kolonne 31 als Kühlmittel verwenden, oder jede andere geeignete  Kühlungsquelle.

   Das bevorzugte Kühlungssystem hängt ab von der verfügbaren  Abkühlungskühlung, Raumbeschränkung, wenn solche vorliegen,    und  Umwelt- und Sicherheitsüberlegungen. Die Fachleute können unter Berücksichtigung  der Betriebsumstände des Verflüssigungsverfahrens ein geeignetes  Kühlungssystem auswählen. 



   Der den Einsatzstoffkühler 30 verlassende gekühlte Strom 11 wird  in eine Fraktionierungskolonne 31 mit einer kontrollierten Einfrierzone  (controlled freeze zone, "CFZ") geleitet, welche ein spezieller Bereich  zur Handhabung der Verfestigung und des Schmelzens von CO 2  ist.  Der CFZ-Bereich, der die Verfestigung und das Schmelzen von CO 2  handhabt, enthält keine Packung oder Böden wie konventionelle Destillationskolonnen,  stattdessen enthält er eine oder mehrere Sprühdüsen und einen Schmelzboden.  Festes CO 2  bildet sich in der Gasphase in der Destillationskolonne  und fällt in die Flüssigkeit auf dem Schmelzboden. Im Wesentlichen  können alle sich bildenden Feststoffe auf den CFZ-Bereich begrenzt  werden.

   Die Destillationskolonne 31 hat einen konventionellen Destillationsbereich  unter dem CFZ-Bereich und vorzugsweise einen weiteren Destillationsbereich  über dem CFZ-Bereich. Konstruktion und Betrieb einer Fraktionierungskolonne  31 sind den Fachleuten des Gebiets bekannt. Beispiele für CFZ-Konstruktionen  sind in US-Patenten 4 533 372, 4 923 493, 5 062 270, 5 120 338 und  5 265 428 erläutert. 



   Ein CO 2 -reicher Strom 12 verlässt den Boden der Kolonne 31. Das  flüssige Bodenprodukt wird in einem Nachverdampfer (Reboiler) 35  erhitzt, und ein Teil wird zum unteren Bereich der Kolonne 31 als  nachverdampfter Dampf zurückgeführt. Der verbleibende Teil (Strom  13) verlässt das Verfahren als CO 2 -reiches Produkt. Ein methanreicher  Strom 14 verlässt die Spitze der Kolonne 31 und gelangt durch einen  Wärmeaustauscher 32, der durch Strom 17 gekühlt wird, der mit einem  konventionellen closed-loop Kühlungssystem 33 verbunden ist. Ein  Einzel-, Multikomponenten- oder Kaskaden-Kühlungssystem kann verwendet  werden. Ein Kaskaden-Kühlungssystem würde mindestens zwei closed-loop    Kühlungszyklen umfassen. Das closed-loop Kühlungssystem kann als  Kühlmittel Methan, Ethan, Propan, Butan, Pentan, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff  und Stickstoff verwenden.

   Vorzugsweise verwendet das closed-loop  Kühlungssystem Propan als überwiegendes Kühlmittel. Wenn auch Fig.  1 nur einen Wärmeaustauscher 32 zeigt, können in der erfindungsgemässen  Praxis mehrere Wärmeaustauscher zur Kühlung des Dampfstroms 14 in  mehreren Stufen verwendet werden. Wärmeaustauscher 32 kondensiert  vorzugsweise im Wesentlichen den gesamten Dampfstrom 14 zu einer  Flüssigkeit. Der den Wärmeaustauscher verlassende Strom 19 hat eine  Temperatur über ungefähr -112 DEG C und einen Druck, der ausreichend  dafür ist, dass das flüssige Produkt an seinem oder unter seinem  Blasenbildungspunkt ist.

   Ein erster Teil des Flüssigstroms 19 wird  als Strom 20 zu einer geeigneten Lagervorrichtung 34, wie einem stationären  Lagerungstank oder einem Transportmittel, wie einem PLNG-Schiff,  einem Lastwagen oder Schienenfahrzeug geführt, um das PLNG bei einer  Temperatur über ungefähr -112 DEG C und einem Druck, der ausreichend  dafür ist, dass das Flüssigprodukt an seinem oder unter seinem Blasenbildungspunkt  ist, einzuschliessen. Ein zweiter Teil des Flüssigstroms 19 wird  als Strom 21 zur Trennkolonne 31 zurückgeführt, um Kühlung für die  Trennkolonne 31 bereitzustellen. Die relativen Anteile der Strome  20 und 21 hängen von der Zusammensetzung des Einsatzgases 10, von  den Betriebsbedingungen der Trennkolonne 31 und den gewünschten Produktspezifikationen  ab. 



   Bei der Lagerung, dem Transport und der Handhabung des verflüssigten  Erdgases kann eine beträchtliche Menge von "boil-off" existieren,  wobei die Dämpfe aus der Verdampfung von verflüssigtem Erdgas stammen.  Das erfindungsgemässe Verfahren kann fakultativ methanreichen boil-off  Dampf wieder verflüssigen. Gemäss Fig. 1 kann boil-off Dampfstrom  16 fakultativ vor der Kühlung mit Wärmeaustauscher 32 in den Dampfstrom  14 eingeleitet werden. Der boil-off Dampfstrom 16 sollte an oder  nahe dem Druck des Dampfstroms 14 sein, in    welchen der boil-off  Dampf eingeleitet wird.

   Abhängig vom Druck des boil-off Dampfes kann  die Notwendigkeit bestehen, den Druck des boil-off Dampfes mittels  eines oder mehrerer Kompressoren oder Expander (nicht in den Figuren  gezeigt) anzupassen, um den Druck an dem Punkt, an dem der boil-off  Dampf in das Verflüssigungsverfahren eintritt, anzupassen. 



   Ein kleinerer Teil des Dampfstroms 14 kann fakultativ aus dem Verfahren  als Brennstoff (Strom 15) entfernt werden, um einen Teil der Energie  bereitzustellen, die zum Antrieb der Kompressoren und Pumpen im Verflüssigungsprozess  notwendig ist. Dieser Brennstoff kann fakultativ als Kühlquelle,  die zur Kühlung des Einsatzstroms 10 beiträgt, verwendet werden. 



   Fig. 2 illustriert in schematischer Form eine weitere erfindungsgemässe  Ausführungsform, in welcher open-loop Kühlung verwendet wird, um  Kühlung für die Trennkolonne 51 bereitzustellen und um PLNG herzustellen.  Gemäss Fig. 2 wird ein Multikomponentengasstrom 50, enthaltend Methan  und Kohlendioxid, der dehydratisiert und durch eine geeignete Kühlungsquelle  (nicht gezeigt in Fig. 2) gekühlt worden war, in eine CFZ-Kolonne  51 eingespeist, die im Wesentlichen die gleiche Konstruktion wie  Trennkolonne 31 von Fig. 1 hat. Diese Ausführungsform beherrscht  wirksam das Potential für die Bildung von Festkörpern beim Verflüssigungsprozess,  indem Einsatzstrom 64 direkt in CFZ-Kolonne 51 eingespeist wird. 



   Die Temperatur des in CFZ-Kolonne 51 eingespeisten Gases ist vorzugsweise  über der Verfestigungstemperatur von CO 2 . Ein methanreicher Dampfstrom  52 verlässt den Kopf von CFZ-Kolonne 51, und ein kohlendioxidangereicherter  Strom 53 verlässt den Boden der CFZ-Kolonne 51. Das flüssige Bodenprodukt  wird in einem Reboiler 65 erhitzt, und ein Teil wird als nachverdampfter  Dampf zum unteren Bereich der CFZ-Kolonne 51 zurückgeführt. Der verbleibende  Teil (Strom 54) verlässt das Verfahren als CO 2 -reiches flüssiges  Produkt. 



     Ein erster Teil des Kopfstroms 52 wird als Strom 64 zur CFZ-Kolonne  51 zurückrefluxiert, um für die CFZ-Kolonne 51 eine open-loop Kühlung  bereitzustellen. Ein zweiter Teil des Kopfstroms 52 wird als PLNG-Produktstrom  bei einem Druck, der bei oder nahe dem Betriebsdruck der CFZ-Kolonne  51 und bei einer Temperatur über ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F)  ist, entnommen (Strom 63). Ein dritter Teil des Kopfstroms 52 kann  fakultativ für die Verwendung als Verkaufgas entnommen werden (Strom  59) oder weiterverarbeitet werden. 



   Die grundlegenden Komponenten der open-loop Kühlung in dieser Ausführungsform  umfassen die Kompression des die Spitze der CFZ-Kolonne 51 verlassenden  Kopfstroms 52 mittels eines oder mehrerer Kompressoren 57, die Kühlung  des komprimierten Gases mit einem oder mehreren Kühlern 58, die Zuleitung  mindestens eines Teils des gekühlten Gases (Strom 61) zu einem oder  mehreren Expansionsvorrichtungen 62 zur Verringerung des Druckes  des Gasstroms und zur Kühlung desselben, und Einspeisung eines Teils  (Strom 64) des gekühlten, expandierten Stroms in die CFZ-Kolonne  51. Die Refluxierung eines Teils des Kopfstroms 52 durch dieses Verfahren  stellt für CFZ-Kolonne 51 eine open-loop Kühlung bereit. Strom 60  wird vorzugsweise durch Wärmeaustauscher 55 gekühlt, der auch den  Kopfstrom 52 erwärmt.

   Der Druck von Strom 64 wird vorzugsweise durch  Regelung der durch Kompressor 57 erreichten Kompressionsstärke kontrolliert,  geregelt, um sicherzustellen, dass die Fluiddrucke der Strostromme  60, 61 und 64 hoch genug sind, um die Bildung von Festkörpern zu  verhindern. Die Rückführung mindestens eines Teils des Kopfdampfstroms  52 zum oberen Bereich der Kolonne 51 als durch open-loop Kühlung  kondensierte Flüssigkeit stellt ebenso Rückfluss zu Kolonne 51 bereit.                                                         



   CFZ-Kolonne 51 hat einen konventionellen Destillationsbereich unter  dem CFZ-Bereich und möglicherweise einen weiteren Destillationsbereich  über dem CFZ-Bereich. Der CFZ-Bereich handhabt jede Bildung und Schmelzen  von CO 2 -Feststoffen. 



     Während des Anfahrens kann der gesamte Strom 64 direkt zum CFZ-Bereich  geführt werden. Wenn Strom 64 magerer an den Festkörperbildnern wird,  kann mehr von Strom 64 in den Destillationsbereich der Kolonne über  dem CFZ-Bereich eingespeist werden. 



   Fig. 3 illustriert in schematischer Form eine weitere erfindungsgemässe  Ausführungsform, in welcher das erfindungsgemässe Verfahren sowohl  PLNG als auch Verkaufsgas als Produktstrome produziert. In dieser  Ausführungsform sind die Kopfproduktstrome 50% PLNG (Strom 126) und  50% Verkaufsgas (Strom 110). Zusätzliches PLNG, bis zu 100%, kann  jedoch hergestellt werden, indem zusätzliche Kühlung entweder vom  Wärmeaustausch mit kälteren Fluiden oder vom zusätzlichen Druckabfall  am Expander durch die Installation von zusätzlicher Kompression und  von Nachkühlern bereitgestellt wird. Genauso kann weniger PLNG hergestellt  werden, indem weniger gekühlt wird. 



   Gemäss Fig. 3 wird angenommen, dass Erdgaseinsatzstrom 101 über 5  Mol% CO 2  enthält und im Wesentlichen frei von Wasser ist, um zu  verhindern, dass Ausfrierungen und Hydratbildung im Verfahren auftreten.  Nach der Dehydration wird der Einsatzstrom gekühlt, Druck abgelassen  und er in Destillationskolonne 190, die bei einem Druck im Bereich  von ungefähr 1379 kPa (200 psia) bis ungefähr 4482 kPa (650 psia)  arbeitet, eingespeist. Die Destillationskolonne 190, die einen CFZ-Bereich  hat, der der Trennkolonne 31 von Fig. 1 ähnelt, trennt den Einsatzstoff  in ein methanangereichertes Dampfkopfprodukt und ein kohlendioxidangereichertes  flüssiges Bodenrückstandsprodukt.

   In der erfindungsgemässen Praxis  hat die Destillationskolonne 190 mindestens zwei und vorzugsweise  drei getrennte Bereiche: einen Destillationsbereich 193, eine kontrollierte  Ausfrierzone (controlled freeze zone, CFZ) 192 über dem Destillationsbereich  193 und fakultativ einen oberen Destillationsbereich 191. 



     In diesem Beispiel wird der Turmeinsatzstoff in den oberen Teil  des Destillationsbereichs 193 durch Strom 105 eingeführt, wo er typische  Destillation erfährt. Die Destillationsbereiche 191 und 193 enthalten  Böden und/oder Packungen und stellen den notwendigen Kontakt zwischen  nach unten fallenden Flüssigkeiten und aufsteigenden Dämpfen sicher.  Die leichteren Dämpfe verlassen den Destillationsbereich 193 und  gelangen in die kontrollierte Einfrierzone 192. Einmal in die kontrollierte  Einfrierzone 192 gelangt, treten die Dämpfe in Kontakt mit der Flüssigkeit  (versprühter flüssiger Rückfluss aus der Einfrierzone), der aus den  Düsen oder Sprühdüsenaggregaten 194 austritt. Die Dämpfe gelangen  dann weiter durch den oberen Destillationsbereich 191.

   Zur effektiven  Abtrennung von CO 2  aus dem Erdgasstrom in Kolonne 190 ist Kühlung  erforderlich, um Flüssigkeitsverkehr in den oberen Bereichen der  Kolonne 190 sicherzustellen. In der Praxis dieser Ausführungsform  wird Kühlung für den oberen Bereich der Kolonne 190 durch open-loop  Kühlung bereitgestellt. 



   In der Ausführungsform von Fig. 3 wird das ankommende Einsatzgas  in zwei Strome geteilt: Strom 102 und Strom 103. Strom 102 wird in  einem oder mehreren Wärmeaustauschern gekühlt. In diesem Beispiel  werden drei Wärmeaustauscher 130, 131, 132 verwendet, um Strom 102  zu kühlen und als Reboiler zu dienen und so den Destillationsbereich  193 der Kolonne 190 zu erhitzen. Strom 103 wird durch einen oder  mehrere Wärmeaustauscher gekühlt, die in Wärmeaustausch mit einem  der Bodenproduktstrome von Kolonne 190 stehen. Fig. 3 zeigt zwei  Wärmeaustauscher 133 und 141, welche Bodenrückstandsprodukte erwärmen,  die die Kolonne 190 verlassen.

   Die Anzahl der Wärmeaustauscher zur  Einsatzstromkühlung hängt jedoch von einer Anzahl von Faktoren ab,  die Einlassgasflussrate, Einlassgaszusammensetzung, Einsatzstofftemperatur  und Wärmeaustauschanforderungen einschliessen, aber nicht darauf  beschränkt sind. Wenn dies auch nicht in Fig. 3 gezeigt ist,    kann  der Einsatzstrom 101 fakultativ durch einen Prozessstrom, der die  Spitze der Säule 190 verlässt, gekühlt werden. Als andere Möglichkeit  kann der Einsatzstrom 101 zumindest teilweise durch konventionelle  Kühlungssysteme wie closed-loop Einzelkomponenten- oder Multikomponenten-Kühlungssysteme  gekühlt werden. 



   Strome 102 und 103 werden wieder zusammengeführt, und der zusammengeführte  Strom wird durch eine geeignete Expansionseinrichtung, wie ein Joule-Thomson-Ventil  150 geleitet, auf ungefähr den Betriebsdruck der Trennkolonne 190.  Alternativ kann ein Turboexpander an Stelle des Joule-Thomson-Ventils  150 verwendet werden. Die Flashexpansion durch Ventil 150, ergibt  einen kalten expandierten Strom 105, der zum oberen Teil des Destillationsbereichs  193 geführt wird, an einem Punkt, wo die Temperatur vorzugsweise  hoch genug ist, um ein Einfrieren von CO 2 zu vermeiden. 



   Kopfdampfstrom 106 aus der Trennkolonne 190 gelangt durch Wärmeaustauscher  145, welcher den Dampfstrom 106 erwärmt. Der erwärmte Dampfstrom  (Strom 107) wird durch Einstufen-Kompression oder eine Vielstufen-Kompressorkolonne  wieder komprimiert. In diesem Beispiel gelangt Strom 107 nacheinander  durch zwei konventionelle Kompressoren 160 und 161. Nach jedem Kompressionsschritt  wird Strom 107 durch Nachkühler 138 und 139 gekühlt, vorzugsweise  unter Verwendung von Umgebungsluft oder Wasser als Kühlmedium. Die  Kompression und Kühlung von Strom 107 ergibt ein Gas, welches für  den Verkauf zu einer Erdgas-Pipeline oder weiterer Verarbeitung verwendet  werden kann. Die Kompression von Dampfstrom 107 wird üblicherweise  mindestens bis zu einem Druck erfolgen, der Pipeline-Anforderungen  genügt. 



   Ein Teil von Strom 107 kann, nachdem er durch Kompressor 160 gelangt  ist, fakultativ für die Verwendung als Brennstoff für die Gasverarbeitungsfabrik  entnommen werden (Strom 128). Ein    anderer Teil von Strom 107 wird  nach Durchleitung durch Nachkühler 139 als Verkaufsgas entnommen  (Strom 110). Der verbleibende Teil von Strom 107 wird als Strom 108  zu den Wärmeaustauschern 140, 136 und 137 geführt. Strom 108 wird  in Wärmeaustauschern 136 und 137 mit Kühlfluiden aus Strom 124, die  aus dem Boden der Kolonne 190 austreten, gekühlt. Strom 108 wird  dann weiter gekühlt in Wärmeaustauscher 145 durch Wärmeaustausch  mit Kopfdampfstrom 106, was in der Erwärmung von Strom 106 resultiert.  Strom 108 wird dann mittels einer geeigneten Expansionsvorrichtung,  wie Expander 158, auf näherungsweise den Betriebsdruck von Kolonne  190 druckexpandiert.

   Strom 108 teilt sich dann auf, ein Teil wird  als PLNG-Produkt (Strom 126) bei einer Temperatur über ungefähr -112  DEG C und einem Druck über ungefähr 1380 kPa (200 psia) für Lagerung  oder Transport weitergeleitet. Der andere Teil (Strom 109) gelangt  in die Trennkolonne 190. Der Enddruck von Kompressor 161 wird gesteuert,  um einen Druck zu erreichen, der hoch genug ist, dass der Druckabfall  über den Expander 158 ausreichend Kühlung bereitstellt, um sicherzustellen,  dass Strome 109 und 126 überwiegend flüssig und angereichert an Methan  sind. Um zusätzliches PLNG herzustellen (Strom 126) kann zusätzliche  Kompression nach Kompressor 160 und vor Wärmeaustauscher 136 installiert  werden. Um das Verfahren anzufahren, wird Strom 109 vorzugsweise  durch Strom 109A eingespeist und direkt in den CFZ-Bereich 192 durch  Sprühdüse 194 eingesprüht.

   Nach Anfahren des Verfahrens kann Strom  109 eingespeist werden (Strom 109B) in den oberen Bereich 191 der  Trennkolonne 190. 



   Ein CO 2 -angereicherter Flüssigproduktstrom 115 verlässt den Boden  der Kolonne 190. Strom 115 wird in zwei Teile unterteilt, Strom 116  und Strom 117. Strom 116 erreicht durch eine geeignete Ausdehnungsvorrichtung,  wie ein Joule-Thomson-Ventil 153, einen niedrigeren Druck. Der das  Ventil 153 verlassende Strom 124 wird dann in Wärmeaustauscher 136  erwärmt, und Strom 124 gelangt durch ein weiteres Joule-Thomson-Ventil  154 und einen weiteren Wärmeaustauscher    137. Der resultierende  Strom 125 wird dann mit Dampfstrom 120 von Separator 181 vereinigt.                                                            



   Strom 117 wird mittels einer geeigneten Expansionsvorrichtung wie  einem Expansionsventil 151 expandiert und durch Wärmeaustauscher  133 geleitet, wobei Einsatzstrom 103 gekühlt wird. Strom 117 wird  dann zum Separator 180, einer konventionellen Gas-Flüssig-Trennvorrichtung  geleitet. Dampf von Separator 180 (Strom 118) gelangt durch einen  oder mehrere Kompressoren und Hochdruckpumpen, um den Druck zu erhöhen.  Fig. 3 zeigt eine Serie von zwei Kompressoren 164 und 165 und Pumpe  166 mit konventionellen Kühlern 143 und 144. Der die Pumpe 166 verlassende  Produktstrom 122 in der Serie hat einen Druck und eine Temperatur,  die geeignet sind für die Injektion in eine unterirdische Formation.                                                           



   Den Separator 180 durch Strom 119 verlassende Flüssigprodukte werden  durch eine Expansionsvorrichtung wie ein Expansionsventil 152 geführt  und dann durch Wärmeaustauscher geleitet, der in Wärmeaustauscherbeziehung  mit Einsatzstrom 103 steht, wodurch Einsatzstrom 103 weiter gekühlt  wird. Strom 119 wird dann zu Separator 181, einer konventionellen  Gas-Flüssigkeit-Trennvorrichtung, geleitet. Dämpfe von Separator  181 (Strom 120) werden zu einem Kompressor 163 gefolgt von einem  konventionellen Nachkühler geleitet. Strom 120 wird dann mit Strom  118 vereinigt. Jedes in Strom 121 vorliegende Kondensat kann durch  konventionelle Flash- oder Stabilisierungsverfahren wiedergewonnen  werden und kann dann verkauft, verbrannt oder als Brennstoff verwendet  werden. 



   Wenn auch die in den Fig. 1 bis 3 illustrierten Trennsysteme nur  eine Destillationskolonne haben (Kolonne 31 von Fig. 1, Kolonne 51  von Fig. 2 und Kolonne 190 von Fig. 3), können die erfindungsgemässen  Trennsysteme zwei oder mehr Destillationskolonnen umfassen. Um beispielsweise  die Höhe der Kolonne 190 in Fig. 3 zu reduzieren, kann es    wünschenswert  sein, die Kolonne 190 in zwei oder mehr Kolonnen (nicht gezeigt in  den Figuren) aufzuspalten. Die erste Kolonne enthält zwei Bereiche,  einen Destillationsbereich und eine kontrollierte Einfrierzone über  dem Destillationsbereich, und die zweite Kolonne enthält einen Destillationsbereich,  welcher die gleiche Funktion wie Bereich 191 in Fig. 3 ausübt. Ein  Multikomponenteneinsatzstrom wird in die erste Destillationskolonne  eingespeist.

   Die flüssigen Bodenrückstände der zweiten Kolonne werden  in die Einfrierzone der ersten Kolonne eingespeist. Das Dampfkopfprodukt  der ersten Kolonne wird in die untere Region der zweiten Kolonne  eingespeist. Die zweite Kolonne hat den gleichen open-loop Kühlungszyklus  wie der in Fig. 3 für Kolonne 190 gezeigte. Ein Dampfstrom von der  zweiten Destillationskolonne wird entnommen, gekühlt und ein Teil  davon zur oberen Region der zweiten Trennkolonne zurückfliessen gelassen.  Beispiele  



   Simulierte Massen- und Energiebilanzen wurden durchgeführt, um die  in Fig. 1 und Fig. 3 gezeigten Ausführungsformen zu erläutern, und  Tabellen 1 bzw. 2 unten erläutern die Resultate. Für die in Tabelle  1 präsentierten Daten wurde angenommen, dass der Kopfproduktstrom  100% PLNG war (Strom 20 von Fig. 1), und das Kühlungssystem war ein  Kaskaden-Propan-Ethylen-System. Für die in Tabelle 2 präsentierten  Daten wurde angenommen, dass die Kopfproduktstrome 50% PLNG (Strom  126 von Fig. 3) und 50% Verkaufsgas (Strom 110 von Fig. 3) waren.                                                              



   Die Daten wurden unter Verwendung eines im Handel erhältlichen Prozesssimulationsprogramms  mit dem Namen HYSYS< <TM> > (erhältlich von Hyprotech Ltd. von Calgary,  Kanada) erhalten; andere im Handel erhältliche Prozesssimulationsprogramme  können jedoch zur Entwicklung der Daten verwendet werden,    einschliesslich  beispielsweise HYSIM< <TM> >, PROII< <TM> > und ASPEN PLUS< <TM>  >, welche den Leuten mit durchschnittlichen Kenntnissen im Fachgebiet  vertraut sind. Die in den Tabellen präsentierten Daten werden geboten,  um ein besseres Verständnis der in den Fig. 1 und 3 gezeigten Ausführungsformen  zu erreichen, aber die Erfindung darf nicht als ohne Notwendigkeit  darauf beschränkt angesehen werden.

   Die Temperaturen und Flussraten  sollen nicht als Beschränkungen der Erfindung angesehen werden, welche  viele Variationen in Temperaturen und Flussraten im Hinblick auf  die Lehre hierin haben kann. 



   Eine zusätzliche Prozesssimulation wurde unter Verwendung des in  Fig. 1 gezeigten Basisflussschemas durchgeführt (unter Verwendung  der gleichen Einsatzstromzusammensetzung und Temperatur wie der,  die zum Erhalt der Daten in Tabelle 1 verwendet wurden) zur Herstellung  von konventionellen LNG bei einem Druck nahe Atmosphärendruck und  einer Temperatur von -161 DEG C (-258 DEG F). Das CFZ/konventionelle  LNG-Verfahren erfordert beträchtlich mehr Kühlung als das in Fig.  1 abgebildete CFZ/PLNG-Verfahren. Um die zur Herstellung von LNG  bei einer Temperatur von -161 DEG C erforderliche Kühlung zu erhalten,  muss das Kühlungssystem von einem Propan/Ethylen-Kaskadensystem zu  einem Propan/Ethylen/Methan-Kaskadensystem erweitert werden.

   Zusätzlich  würde die Notwendigkeit bestehen, Strom 20 unter Verwendung des Methans  weiter zu kühlen und den Produktdruck unter Verwendung eines Flüssigexpanders  oder Joule-Thomson-Ventils zu verringern, um ein LNG-Produkt am oder  nahe am Atmosphärendruck herzustellen. Wegen der niedrigen Temperaturen  muss das CO 2  in dem LNG entfernt werden auf ungefähr 50 ppm, um  Betriebsprobleme im Zusammenhang mit dem Ausfrieren von CO 2  im  Verfahren zu vermeiden, an Stelle der 2% CO 2  wie im CFZ/PLNG-Verfahren,  das in Fig. 1 dargestellt ist. 



   Tabelle 3 zeigt einen Vergleich der Erfordernisse an die Kühlmittelkompression  für das konventionelle LNG-Verfahren    und das im Simulationsbeispiel  des vorhergehenden Paragraphen beschriebene PLNG-Verfahren. Wie in  Tabelle 3 gezeigt, war die gesamte erforderliche Kühlmittelkompressionsenergie  zur Herstellung von konventionellem LNG 67% höher als zur Herstellung  von PLNG in Übereinstimmung mit der erfindungsgemässen Praxis. 



   Ein Fachmann, insbesondere einer, der den Vorteil der Lehre dieses  Patents hat, wird viele Modifizierungen und Variationen zu den spezifischen  oben offenbarten Verfahren erkennen. Beispielsweise kann eine Vielzahl  von Temperaturen und Drucken in Übereinstimmung mit der Erfindung  verwendet werden, abhängig von der Gesamtkonstruktion des Systems  und der Zusammensetzung des Einsatzgases. Ebenso kann die Einsatzgas-Kühlungskolonne  ergänzt oder rekonfiguriert werden, abhängig von den Gesamtkonstruktionsanforderungen,  um optimale und effiziente Wärmeaustauschanforderungen zu erfüllen.  Zusätzlich können bestimmte Prozessschritte geschaffen werden, indem  Vorrichtungen hinzugefügt werden, die austauschbar mit den gezeigten  Vorrichtungen sind. Zum Beispiel kann Trennung und Kühlung in einer  einzigen Vorrichtung erfolgen.

   Wie oben diskutiert, sollten die spezifisch  offenbarten Ausführungsformen und Beispiele nicht dahingehend verstanden  werden, dass sie den Bereich der Erfindung, der durch die unten aufgeführten  Ansprüche und ihre Äquivalente bestimmt sein soll, beschränken oder  eingrenzen. 



    <tb><TABLE> Columns = 1  <PAR AL=L>Tabelle 1 Integrierter CFZ/PLNG <tb>Head  Col 1: Strom <tb>Head Col 2: Phase Dampf/Flüssig <tb>Head Col  3: Druck kPa <tb>Head Col 4:  psia <tb>Head Col 5: Temperatur  DEG C <tb>Head Col 6:   DEG F <tb>Head Col 7: Gesamtfluss  kg-Mol/h <tb>Head Col 8:  lb-Mol/h <tb>Head Col 9: Mol% CO  2  <tb>Head Col 10:

    CH 4  <tb><SEP> 10<SEP> Dampf<SEP> 6764<SEP>  961<SEP> 18,3<SEP> 65,0<SEP> 49 805<SEP> 109 800<SEP> 71,1<SEP> 26,6 <tb><SEP>  11<SEP> Dampf/Flüssig<SEP> 3103<SEP> 450<SEP> -56,7<SEP> -70, 0<SEP>  49 805<SEP> 109 800<SEP> 71,1<SEP> 26,6 <tb><SEP> 12<SEP> Flüssig<SEP>  3103<SEP> 450<SEP> -7,7<SEP> 18,2<SEP> 55 656<SEP> 122 700<SEP> 95,9<SEP>  1,4 <tb><SEP> 13<SEP> Flüssig<SEP> 3103<SEP> 450<SEP> -4,9<SEP>  23,2<SEP> 36 434<SEP> 80 300<SEP> 96,5<SEP> 0,5 <tb><SEP> 14<SEP>  Dampf<SEP> 3068<SEP> 445<SEP> -92,0<SEP> -133,6<SEP> 30 844<SEP>  68 000<SEP> 2,0<SEP> 97,7 <tb><SEP> 19<SEP> Flüssig<SEP> 3068<SEP>  445<SEP> -94, 6<SEP> -13 8,3<SEP> 30 844<SEP> 68 000<SEP> 2,0<SEP>  97,7 <tb><SEP> 20<SEP> Flüssig<SEP> 3068<SEP> 445<SEP> -94, 6<SEP>  -138,3<SEP> 13 381<SEP> 29 500<SEP> 2,0<SEP> 97,7 <tb><SEP> 21<SEP>  Flüssig<SEP> 3068<SEP> 445<SEP> -94,6<SEP> -138,

  3<SEP> 17 463<SEP>  38 500<SEP> 2,0<SEP> 97,7  <tb></TABLE> 



    <tb><TABLE> Columns = 1  <PAR AL=L>Tabelle 2 Integrierter CFZ/PLNG  mit open-loop Kühlung <tb>Head Col 1: Strom <tb>Head Col 2: Phase  Dampf/Flüssig <tb>Head Col 3: Druck kPa <tb>Head Col 4:  psia <tb>Head  Col 5: Temperatur  DEG C <tb>Head Col 6:   DEG F <tb>Head Col  7: Gesamtfluss g-Mol/h <tb>Head Col 8:  b-Mol/h <tb>Head Col  9: Mol% CO 2  <tb>Head Col 10:  N 2  <tb>Head Col 11:  CH  4  <tb>Head Col 12:  H 2 S <tb>Head Col 13:

    C 2  + <tb><SEP>  101<SEP> Dampf<SEP> 6764<SEP> 981<SEP> 18,3<SEP> 65<SEP> 49 850<SEP>  109 900<SEP> 71,1<SEP> 0,4<SEP> 26,6<SEP> 0,6<SEP> 1,3 <tb><SEP>  102<SEP> Dampf<SEP> 6764<SEP> 981<SEP> 18,3<SEP> 65<SEP> 19 731<SEP>  43 500<SEP> 71,1<SEP> 0,4<SEP> 26,6<SEP> 0,6<SEP> 1,3 <tb><SEP>  103<SEP> Dampf<SEP> 6764<SEP> 981<SEP> 18,3<SEP> 65<SEP> 30 119<SEP>  66 400<SEP> 71,1<SEP> 0,4<SEP> 26,6<SEP> 0,6<SEP> 1,3 <tb><SEP>  104<SEP> Dampf/Flüssig<SEP> 6695<SEP> 971<SEP> -7,8<SEP> 18<SEP>  5942<SEP> 13 100<SEP> 71,1<SEP> 0,4<SEP> 26,6<SEP> 0,6<SEP> 1,3 <tb><SEP>  105<SEP> Dampf/Flüssig<SEP> 2758<SEP> 400<SEP> -56, 7<SEP> -70<SEP>  49 850<SEP> 109 900<SEP> 71,1<SEP> 0,4<SEP> 26,6<SEP> 0,6<SEP> 1,3 <tb><SEP>  10S<SEP> Dampf<SEP> 2758<SEP> 400<SEP> -99,4<SEP> 147<SEP> 31 116<SEP>  68 600<SEP> 0,1<SEP> 1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,

  0 <tb><SEP>  107<SEP> Dampf<SEP> 2551<SEP> 370<SEP> -30, 6<SEP> -23<SEP> 31 116<SEP>  68 600<SEP> 0,1<SEP> 1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,0 <tb><SEP>  108<SEP> Dampf<SEP> 16 823<SEP> 2440<SEP> 51.7<SEP> 125<SEP> 23 723<SEP>  52 300<SEP> 0,1<SEP> 1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,0 <tb><SEP>  109<SEP> Flüssig<SEP> 2758<SEP> 400<SEP> -101,7<SEP> 151<SEP> 18 008<SEP>  39 700<SEP> 0,1<SEP> 1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,0 <tb><SEP>  110<SEP> Dampf<SEP> 16 823<SEP> 2440<SEP> 51,7<SEP> 125<SEP> 5715<SEP>  12 600<SEP> 0,1<SEP> 1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,0 <tb><SEP>  115<SEP> Flüssig<SEP> 2758<SEP> 400<SEP> -11,1<SEP> 12<SEP> 36 741<SEP>  81 000<SEP> 96,5<SEP> 0,0<SEP> 1,0<SEP> 0,7<SEP> 1,8 <tb><SEP> 116<SEP>  Flüssig<SEP> 2758<SEP> 400<SEP> -11,1<SEP> 12<SEP> 6532<SEP> 14 400<SEP>  96,5<SEP> 0,0<SEP> 1,0<SEP> 0,7<SEP> 1,8 <tb><SEP> 117<SEP> Flüssig<SEP>  2758<SEP> 400<SEP> -11,

  1<SEP> 12<SEP> 30 209<SEP> 66 600<SEP> 96,5<SEP>  0,0<SEP> 1,0<SEP> 0,7<SEP> 1,8 <tb><SEP> 118<SEP> Dampf<SEP> 1862<SEP>  270<SEP> -21,1<SEP> -6<SEP> 21 727<SEP> 47 900<SEP> 96,8<SEP> 0,0<SEP>  1,3<SEP> 0,7<SEP> 1,2 <tb><SEP> 119<SEP> Flüssig<SEP> 1862<SEP>  270<SEP> -21,1<SEP> -6<SEP> 8482<SEP> 18 700<SEP> 95,5<SEP> 0,0<SEP>  0,1<SEP> 0,9<SEP> 3,5 <tb><SEP> 120<SEP> Dampf<SEP> 621<SEP> 90<SEP>  -23,3<SEP> -10<SEP> 8210<SEP> 18 100<SEP> 97,8<SEP> 0,0<SEP> 0,1<SEP>  0,9<SEP> 1,2 <tb><SEP> 121<SEP> Flüssig<SEP> 621<SEP> 90<SEP> -23,3<SEP>  -10<SEP> 227<SEP> 500<SEP> 18,7<SEP> 0,0<SEP> 0,0<SEP> 0,6<SEP> 80,7 <tb><SEP>  122<SEP> Flüssig<SEP> 29 751<SEP> 4315<SEP> 65,6<SEP> 150<SEP> 36 514<SEP>  80 500<SEP> 97,0<SEP> 0,0<SEP> 1,0<SEP> 0,7<SEP> 1,3 <tb><SEP> 123<SEP>  Dampf<SEP> 16 616<SEP> 2410<SEP> -28,3<SEP> -19<SEP> 23 723<SEP>  52 300<SEP> 0,1<SEP> 1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,

  0 <tb><SEP>  124<SEP> Dampf/Flüssig<SEP> 1931<SEP> 280<SEP> -22,2<SEP> -8<SEP>  6532<SEP> 14 400<SEP> 96,5<SEP> 0,0<SEP> 1,0<SEP> 0,7<SEP> 1,8 <tb><SEP>  125<SEP> Dampf<SEP> 621<SEP> 90<SEP> -22,2<SEP> -8<SEP> 6532<SEP>  14 400<SEP> 96,5<SEP> 0,0<SEP> 1,0<SEP> 0,7<SEP> 1,8 <tb><SEP> 126<SEP>  Flüssig<SEP> 2758<SEP> 400<SEP> -101,7<SEP> 151<SEP> 5715<SEP> 12 600<SEP>  0,1<SEP> 1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,0 <tb><SEP> 128<SEP> Dampf<SEP>  6895<SEP> 1000<SEP> 56,1<SEP> 133<SEP> 1633<SEP> 3600<SEP> 0,1<SEP>  1,5<SEP> 98,4<SEP> 16ppm<SEP> 0,0  <tb></TABLE> 



    <tb><TABLE> Columns = 7  <PAR AL=L>Tabelle 3 Anforderungen an  die Energie zur Kühlmittelkompression: Vergleich von CFZ/konventionellem  LNG mit CFZ/ PLNG <tb>Head Col 1: Energie, hp CFZ/ konventionell <tb>Head  Col 2:  CFZ/PLNG <tb>Head Col 3:  Differenz <tb>Head Col  4: Energie, kW CFZ/ konventionell <tb>Head Col 5:  CFZ/PLNG <tb>Head  Col 6:

    Differenz <tb><SEP> Kompressoren <tb><SEP> Propankühlmittel-<SEP>  162 210<SEP> 115 960<SEP> 46 250<SEP> 120 962<SEP> 86 473<SEP> 34 489 <tb><SEP>  Ethylenkühlmittel-<SEP> 86 090<SEP> 41 490<SEP> 44 600<SEP> 64 198<SEP>  30 940<SEP> 33 259<ROW><SEP> Methankühlmittel-kompressoren<SEP> 14 031<SEP>  0<SEP> 14 031<SEP> 10 463<SEP> 0<SEP> 10 463 <tb><SEP> Gesamte installierte  Kühlmittelkompression<SEP> 262 331<SEP> 157 450<SEP> 104 881<SEP>  195 623<SEP> 117 412<SEP> 78 211 <tb><SEP> % von CFZ/PLNG gesamte  installierte<SEP> 167%<SEP> 100%<SEP> 67%<SEP> 167%<SEP> 100%<SEP>  67%  <tb></TABLE>

Claims (16)

1. Verfahren zur Herstellung einer unter Druck gesetzten methanreichen Flüssigkeit aus einem Multikomponenteneinsatzstrom, enthaltend Methan und eine einfrierbare Komponente mit einer geringeren relativen Flüchtigkeit als der von Methan, umfassend: a) Einführung des Multikomponenteneinsatzstroms in ein Trennsystem mit einem Einfrierbereich, der bei einem Druck über ungefähr 1380 kPa (200 psia) und unter Festkörperbildungsbedingungen für die einfrierbare Komponente arbeitet, und einem Destillationsbereich, der unter dem Einfrierbereich angebracht ist, wobei das Trennsystem einen methanreichen Dampfstrom und einen Flüssigstrom, der reich an der einfrierbaren Komponente ist, herstellt;

b) Kühlung mindestens eines Teils dieses Dampfstroms zur Herstellung eines methanreichen verflüssigten Stroms mit einer Temperatur über ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F) und einem Druck, der ausreichend dafür ist, dass das flüssige Produkt an oder unter seinem Blasenbildungspunkt ist c) Entnahme eines ersten Teils des verflüssigten Stroms von Schritt b) als methanreicher verflüssigter Produktstrom; und d) Einführung eines zweiten Teils des verflüssigten Stroms von Schritt b) in das Trennsystem zur Bereitstellung von Kühlung für das Trennsystem.

2. Verfahren von Anspruch 1, das weiter die Einleitung des verflüssigten Produktstroms zu einer Lagervorrichtung für die Lagerung bei einer Temperatur über -112 DEG C (-170 DEG F) umfasst.

3.

Verfahren von Anspruch 1, wobei der Kühlschritt b) weiter die Schritte der Kompression des Dampfstroms zu einem Hochdruckstrom, Kühlung mindestens eines Teils des komprimierten Stroms in einem Wärmeaustauscher und Expandierung des gekühlten komprimierten Stroms auf einen niedrigen Druck, wobei der komprimierte Strom weiter zur Herstellung eines methanreichen verflüssigten Stroms mit einer Temperatur über ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F) und einem Druck, der ausreichend dafür ist, dass das flüssige Produkt an oder unter seinem Blasenbildungspunkt vorliegt, gekühlt wird, umfasst.

4. Verfahren von Anspruch 3, wobei die Kühlung des komprimierten Stroms im Wärmeaustauscher durch indirekten Wärmeaustausch mit dem Dampfstrom von Schritt a) erfolgt.

5.

Verfahren von Anspruch 3, das weiter die Kühlung des durch das Trennsystem hergestellten Flüssigstroms durch Druckexpansion und die Verwendung des expandierten gekühlten Flüssigstroms zur Kühlung des komprimierten Stroms mittels indirektem Wärmeaustausch umfasst.

6. Verfahren von Anspruch 3, welches weiter die Steuerung des Drucks des komprimierten Stroms und des Drucks des expandierten Stroms zur Verhinderung der Bildung von Festkörpern in dem zweiten Teil des in das Trennsystem eingeführten verflüssigten Stroms umfasst.

7.

Verfahren von Anspruch 1, wobei das Trennsystem von Schritt a) eine erste Destillationskolonne und eine zweite Destillationskolonne umfasst, wobei die erste Destillationskolonne einen Destillationsbereich und eine Einfrierzone über dem Destillationsbereich umfasst und die zweite Destillationskolonne einen Destillationsbereich umfasst, weiter umfassend die Schritte der Einführung des Multikomponenteneinsatzstroms von Schritt a) in die erste Destillationskolonne, Einspeisung eines Kopfdampfstroms aus der Einfrierzone zu einer unteren Region der zweiten Destillationskolonne, Entnahme eines Dampf- stroms aus der zweiten Destillationskolonne und Kühlung des Dampfstroms in Übereinstimmung mit Schritt b), Einspeisung des zweiten Teils des verflüssigten Stroms von Schritt d) zur oberen Region der zweiten Trennkolonne,

Entnahme eines flüssigen Bodenstroms aus der zweiten De stillationskolonne und Einspeisung des flüssigen Bodenstroms zur Einfrierzone der ersten Destillationskolonne.

8. Verfahren von Anspruch 1, wobei das Trennsystem einen ersten Destillationsbereich umfasst, einen zweiten Destillationsbereich unter dem ersten Destillationsbereich und eine Einfrierzone zwischen den ersten und zweiten Destillationsbereichen, wobei der zweite Teil des verflüssigten Stroms von Schritt d) in den ersten Destillationsbereich eingeführt wird.

9. Verfahren von Anspruch 1, wobei die Kühlung des Dampfstroms in Schritt b) in einem Wärmeaustauscher, der durch ein Kühlungssystem mit geschlossenem Kreislauf gekühlt wird, erfolgt.

10. Verfahren von Anspruch 9, wobei das Kühlungssystem mit geschlossenem Kreislauf Propan als überwiegendes Kühlmittel hat.

11.

Verfahren von Anspruch 9, wobei das Kühlungssystem mit geschlossenem Kreislauf ein Kühlmittel hat, das Methan, Ethan, Propan, Butan, Pentan, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff und Stickstoff umfasst.

12. Verfahren von Anspruch 1, das weiter vor Schritt b) die Zuführung eines Verdampfungsgases, das aus der Verdampfung eines methanreichen verflüssigten Gases resultiert, umfasst.

13. Verfahren von Anspruch 1, wobei die Verflüssigung des Gasstroms unter Verwendung von zwei Kühlungszyklen mit geschlossenem Kreislauf in Kaskadenanordnung durchgeführt wird.

14. Verfahren von Anspruch 1, wobei der Multikomponentengasstrom von Schritt b) einen Druck über 3100 kPa (450 psia) hat.

15. Verfahren von Anspruch 1, wobei die einfrierbare Komponente Kohlendioxid ist.

16.

Verfahren von Anspruch 1, wobei der Kühlschritt b) weiter die Schritte der Kompression des Dampfstroms zu einem komprimierten Strom, Kühlung mindestens eines Teils des komprimierten Stroms in einem Wärmeaus tauscher, Entnahme eines ersten Teils des gekühlten komprimierten Stroms als Produktgasstrom und Expandierung eines zweiten Teils des gekühlten komprimierten Stroms auf einen niedrigeren Druck, wobei der komprimierte Strom weiter zur Herstellung eines methanreichen verflüssigten Stroms mit einer Temperatur über ungefähr -112 DEG C (-170 DEG F) und einem Druck, der ausreichend dafür ist, dass das Flüssigprodukt an oder unter seinem Blasenbildungspunkt ist, gekühlt wird, umfasst.