DE19681631C2 - Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage, Nachrüsteinheit und Absorptionsverfahren - Google Patents

Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage, Nachrüsteinheit und Absorptionsverfahren

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Description

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf Erdgasaufbereitungsanlagen, die Propan, Butane und Komponenten von Erdgasbenzin aus Erdgas gewinnen. Diese Produkte werden üblicherweise als flüssige Erdgase bezeichnet (NGL).
Die Hauptkomponente von Erdgas ist Methan. Dennoch enthält so produ­ ziertes Erdgas auch typischerweise Ethan, Propan, Butane und Komponenten von Erdgasbenzin (C5+).
Während die Zusammensetzung von Erdgasen erheblich schwanken kann, ist die Zusammensetzung eines typischen schwefelfreien trockenen Erdgasstromes zur Veranschaulichung in der Tabelle 1 dargestellt:
Tabelle 1 Typischer süßer und trockener Erdgasstrom
Komponente
Zusammensetzung, Mol%
Stickstoff (N2) 0,41
Methan (C1) 83,13
Kohlendioxid (CO2) 0,50
Ethan (C2) 7,28
Propan (C3) 5,58
iso-Butan (i-C4) 1,00
n-Butan (n-C4) 1,72
Pentan Plus (C5+) 0,38
Insgesamt 100,00
Der Erdgasstrom wird typischerweise in einer sich in der Nähe der Produk­ tionsstätte befindenden Anlage weiter aufbereitet, um Propan, Butan und Komponenten von Erdgasbenzin zu gewinnen, da (1) diese schwereren Komponenten normalerweise als Einsatzstoffe für chemische Anlagen mehr Wert sind als es dem dazu äquivalenten Heizwert als Erdgas entsprechen würde, und um (2) Vorschriften für Erdgaspipelines zu erfüllen, um ein Verstopfen der Erdgaspipeline durch schwerere Komponenten, die bei in erdverlegten Pipelines vorherrschenden niedrigeren Temperaturen kondensie­ ren, zu verhindern.
Ein üblicherweise verwendetes System zur Behandlung von Erdgas bezieht sich auf einen einfachen Kälteprozeß. Von den ungefähr 1 000 Erdgas­ anlagen, von denen angenommen wird, daß sie momentan in den USA betrieben werden, verwenden 250 den einfachen Kälteprozeß. In einer einfachen Kälteanlage wird der verdichtete Erdgasstrom bei einem Druck von 2 413 kPa bis 8 274 kPa (von ungefähr 350 psig bis ungefähr 1 200 psig) in verschiedenen Kühlstufen auf eine Temperatur zwischen -17,8°C und -­ 45,6°C (0°F und -50°F) abgekühlt. Die letzte Kühlstufe ist üblicher­ weise ein gekühlter Zuführungskühler, in welchem der Erdgasstrom mit einem geeigneten Kältemittel abgekühlt wird, wie z. B. unter Atmosphärendruck ver­ dampfendes flüssiges Propan. Andere geeignete Kältemittel, wie z. B. Freon und Propylen können auch verwendet werden, um die notwendige Abkühlung des Erdgases zu erreichen.
Wenn der Erdgasstrom abgekühlt wird, kondensieren Teile des Ethans, Propans, Butans und die meisten der schwereren Kohlenwasserstoffe. In Anlagen, die von der NGL Pipeline entfernt liegen, werden die kondensier­ ten Flüssigkeiten von dem Erdgasstrom in einem Abscheider getrennt und durch Ausstrippen von Methan und Ethan stabilisiert, um den Reid Dampf druck (Reid Vapor Pressure) des flüssigen Produktes von 1 724 kPa (250 psig) maximal bei 37,8°C (100°F) für den Verkauf mittels Tanklaster oder Güterlastzügen zu erreichen. Daher produzieren die abgelegenen Anlagen ein Produkt, welches aus Propan, Butan und C5+ Mischungen besteht. Die Stabilisierungskolonne in diesen abgelegenen Anlagen wird in einer Deethani­ sierungsfahrweise betrieben, bei welcher Ethan und leichtere Komponenten über Kopf entfernt werden und ein C3+ Produkt erzeugt wird.
Bei Anlagen, die sich in der Nähe einer NGL Pipeline befinden, kann das flüssige Produkt aus der einfachen Kälteprozeßanlage auch zusätzlich Ethan als eine Komponente enthalten. Folglich wird die Stabilisierungskolonne in einer Demethanisierungsfahrweise betrieben, wobei Methan über Kopf ent­ fernt wird, da ein C2+ Produkt erzeugt wird.
Unabhängig von der Zusammensetzung des NGL Produktes werden die nicht kondensierten Gase, die den Kopf des Abscheiders verlassen, mittels Pipeline zum Absatzmarkt befördert, wobei diese die Kohlenwasserstoff-Taupunkts­ spezifikation der Erdgaspipelines erfüllen müssen.
Obwohl die einfachen Kälteprozeß-Erdgasaufbereitungsanlagen relativ günstig und einfach zu bauen und zu betreiben sind, sind sie nicht rentabel, da sie typischerweise nur etwa 15% bis 30% des Ethans, nur etwa 30% bis 60% des Propans und 50% bis 80% der Butane, die in dem eingesetzten Erdgasstrom vorkommen, gewinnen. Daher verbleiben etwa 70% bis 85% des Ethans, 40% bis 70% des Propans und 20% bis 50% der Butane des Erdgass­ tromes in dem Erdgas, was nur den Betrag des Heizwertes zu den Erdgas­ produzenten zurückbringt. Meistens ist der Preis von Propan und Butanen wesentlich höher als es ihren Heizwerten als Brenngase entspricht. Daher würden es die Erdgasproduzenten unter Verwendung ihrer einfachen Kälte- Gasaufbereitungsanlagen vorziehen, die Ausbeute von Propan und Butan aus dem eingesetzten Erdgasstrom zu steigern. Demzufolge verringert die geringe Ausbeute an Propan oder Propan und Butanen in einfachen Kälteanlagen die Gewinnspanne der Produzenten erheblich.
Manchmal ist der Preis für Ethan höher als es seinem Heizwert als Erdgas entspricht. Zu Zeiten, zu denen der Preis für Ethan höher liegt als es seinem Heizwert als Brenngas entspricht, und falls die Anlagen Anschluß an eine NGL Pipeline haben, würden es die Produzenten bevorzugen, die Ausbeute an Ethan ebenfalls zu steigern.
WO 95/23835 A1 offenbart ein Absorptionsverfahren zur Ruftrennung eines Gas­ stromes mit Komponenten unterschiedlicher Flüchtigkeit, der mit einem Absorp­ tionsmittelstrom unter Erzeugung eines leichten Produktgasstromes und eines an Lösungsmittel reichen Stromes in Kontakt gebracht wird. Hiervon wird der an Lösungsmittel reiche Strom einem Entspannungsverdampfen unterzogen, wobei neben dem erhaltenen Gas mit mittleren und schweren Komponenten ein Flüssig­ keitsstrom erhalten wird, der dem Absorber als Absorptionsmittel zugeführt wird. Das Absorptionsmittel besteht im wesentlichen aus schweren Komponenten, die sich aus dem Einsatzstoff herleiten. Es wird kein externes Lösungsmittel verwen­ det. WO 87/00518 A1 betrifft ein Verfahren zur Entfernung und Gewinnung von Methan und höher siedenden Kohlenwasserstoffen aus einem Erdgasstrom, der große Mengen an Inertgasen enthält, unter Verwendung eines vorzugsweise phy­ sikalischen Lösungsmittels. WO 86/01220 A1 betrifft ein Verfahren zur Abtren­ nung und Gewinnung von Ethan und höher siedenden Kohlenwasserstoffen aus einem Erdgasstrom unter Verwendung eines physikalischen Lösungsmittels.
In konventionellen Ölabsorptionsprozessen, die für die Gewinnung von Propan und schwereren flüssigen Erdgasen entwickelt wurden, tritt das eintretende Erdgas nach einem Gegenstromaustausch mit restlichem Gas und nach dem Abkühlen in einem Propankühler in die Absorptionskolonne in der Nähe des Sumpfes ein, in der es mit dem abgekühlten unbeladenen Öl über eine Massenaustauschfläche im Gegenstrom in Kontakt kommt. Das beladene Öl vom Sumpf des Absorbers wird entweder (1) auf einen niedrigeren Druck gebracht und verdampft, um überschüssige leichtere Komponenten wie Methan und Ethan abzutrennen oder (2) weitergepumpt, erwärmt und ver­ dampft, um die überschüssigen leichteren Komponenten abzutrennen. In beiden Fällen werden die abgetrennten Gase für die am Einlaß befindlichen Gas-Gegenstromaustauscher wiederverwendet. Falls sich das Molekulargewicht des unbeladenen Öles in einem Bereich von 90 bis 110 bewegt, werden die Absorber normalerweise mit einem hochsiedenden Absorptionsöl ausgestattet, um Verluste an dem unbeladenen Öl zu vermeiden.
Das vorverdampfte beladene Öl tritt dann in der Nähe des oberen Endes einer Niederdruck-Deethanisierungskolonne für beladenes Öl (rich oil deetha­ nizer tower = ROD tower) ein, wobei restliches Ethan und etwas Propan in der Nähe des Sumpfes ausgestrippt werden, um die Anforderungen an ein Produkt bestehend aus Propan und flüssigem Erdgas bezüglich dessen Ethan­ gehalt zu erfüllen. In den meisten Anlagen wird der Überkopfstrom des Deethanisierers für das beladene Öl, welcher etwa 60 mol% Ethan und etwa 30 mol% Propan enthält, dafür verwendet, das unbeladene Öl vorzusättigen. Ein Teil dieses abgekühlten, und vorgesättigten Öles wird zum Kopf des Deethanisierers für beladenes Öl zurückgeführt, und restliches, nichtbeladenes Öl wird zum Kopf der Absorptionskolonne unterhalb des Bereiches des hochsiedenden Absorptionsöles zurückgeführt, falls ein solches eingesetzt wird. Die abgetrennten Ethan- und Propangase aus dem Vorsättigungsabschei­ der werden verdichtet und direkt zu der Rückstands-Gas-Pipeline geleitet. Das beladene Öl aus den Sümpfen der ROD wird weiter bei einem niedri­ geren Druck getrennt, um die flüssigen Erdgase als Überkopfprodukt von dem unbeladenen Öl als flüssigem Sumpfprodukt zu trennen. Das regenerier­ te unbeladene Öl wird weitergepumpt und mit Überkopfgasen der ROD vor­ gesättigt.
Wenn die Aufgabe des Absorptionsprozesses mit unbeladenem ("lean") Öl darin besteht, Ethan als ein Teil des flüssigen Erdgasproduktes zu gewinnen, dann wird die ROD als Demetha­ nisierer für beladenes Öl betrieben und das Überkopfprodukt aus der ROD weist 50% Methan und 40% Ethan auf.
Aus den vorherigen Gründen besteht daher ein Bedarf an einer Kälte-Erdgasanlage sowie einer flexiblen und rentablen Einheit, die bequem an eine schon vorhandene einfache Kälte- Erdgasaufbereitungsanlage angebaut werden kann, die bei hoher Energieausnutzung eine Erhöhung der Ausbeuten an Propan und Butanen und zeitweise an Ethan, Propan und Butanen aus dem Erdgas ermöglichen.
Die vorliegende Erfindung stellt eine Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage zur Gewinnung von flüssigen Erdgasen (NGL), die Propan, Butane und Erdgasbenzin aufweisen, aus einem Erdgasstrom gemäß Patentanspruch 1 bereit. Weiterhin werden gemäß Patentanspruch 16 eine Vorrichtung zur Nachrüstung einer vorhandenen Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage sowie gemäß Patentanspruch 21 ein Absorptionsverfahren bereitgestellt.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf eine Verfahrenseinheit, die an eine existierende einfache Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage nachträglich ange­ schlossen werden kann, um die Ausbeuten an Propan, Butanen und flüssigen Komponenten von Erdgasbenzin und fakultativ an Ethan aus Erdgas zu steigern. Einfache Kälte-Erdgasaufbereitungsanlagen umfassen typischerweise eine Anlage von Kälte-Wärmeaustauschern, die das einströmende Erdgas (welches auf etwa 2 413 kPa (350 psig) bis auf etwa 8 274 kPa (1 200 psig) verdichtet ist) abkühlen, einen Abscheider und einen Stabilisator. Der letzte Kälte-Wärmeaustauscher in der Anlage ist typischerweise ein gekühlter Zuführungskühlerwärmeaustauscher, der ein Kältemittel verwendet, um die Austritts­ temperatur des Erdgasstromes auf unter etwa -17,8°C bis etwa -45,6°C (von etwa 0°F bis etwa -50°F), bevorzugt von etwa -26,1°C bis etwa -37,2°C (von etwa -15°F bis etwa -35°F), und besonders bevorzugt von etwa -­ 28,9°C bis etwa -34,4°C (etwa -20°F bis etwa -30°F), abzusenken. Diese Temperaturbereiche werden so ausgewählt, daß ein Gleichgewicht geschaffen wird zwischen der Anforderung, die Investitionskosten durch die Verwendung eines einfacheren Metalls wie z. B. Kohlenstoffstahl anstatt rostfreiem Stahl so gering wie möglich zu halten, und der Anforderung, die Ausbeute an flüssigen Erdgasen so weit wie möglich zu steigern. Bei der Abkühlung des Erdgasstromes kondensieren flüssige Erdgase (NGL) aus. NGL enthält Propan, Butan und Komponenten von Erdgasbenzin (C5+ Alkane).
Das kondensierte und vom Erdgasstrom getrennte NGL enthält Methan und Ethan, die seine Flüchtigkeit erhöhen und damit eine Verfrachtung mit üblichen Transportmitteln ausschließen können. Das NGL wird in einem Stabilisator getrennt, um den Gehalt an Methan oder Methan und Ethan im NGL zu reduzieren. Der Stabilisator kann als Deethanisierer, in welchem Ethan und Methan über Kopf aus dem NGL abdestilliert werden oder als Demethanisierer, in welchem Methan allein über Kopf aus dem NGL ab­ destilliert wird, betrieben werden. Der Überkopf-Gasstrom des Stabilisators wird mit dem von der Anlage erzeugten Erdgasstrom zusammengeführt, um an eine Erdgaspipeline verkauft zu werden, und der Sumpfstrom des Stabili­ sators ist NGL.
Abhängig von der Betriebsweise des Stabilisators kann der Sumpfstrom des Stabilisators als NGL mit gemischten C2+ Alkanen oder gemischten C3+ Alkanen verkauft werden. Einige Gasaufbereitungsanlagen umfassen eine Anzahl von Trenndestillationskolonnen, in denen NGL mit konventionellen und gut bekannten Destillationsverfahren in zwei oder mehrere Fraktionen seiner Komponenten getrennt wird. Die Destillieranlage kann eine Depropani­ sierungskolonne, die Produktströme aus Propan und Butan erzeugt, umfassen, und umfaßt normalerweise eine Debutanisierungskolonne, die einen C5+- Sumpfstrom erzeugt, welcher in dem NGL Absorber der nachrüstbaren Ein­ heit der vorliegenden Erfindung als unbeladenes Absorptionsmittel verwendet wird.
Demgemäß gibt es zwei bevorzugte Ausführungsformen einer Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung:
(1) Für Erdgasaufbereitungsanlagen, die keine NGL-Fraktionierungssanlage besitzen, umfaßt die Nachrüsteinheit einen NGL Absorber, einen Lösungsmittelregene­ rator, um unbeladenes Lösungsmittel zu erzeugen, und einen Lösungsmittel­ kühler; und (2) für Erdgasaufbereitungsanlagen, die eine NGL-Fraktionierungssanlage mit einem Debutanisierer besitzen, der einen C5+ Sumpfstrom erzeugt, welcher als unbeladenes Öl-Absorptionsmittel verwendet wird, umfaßt die Nachrüsteinheit einen NGL Absorber und einen Lösungsmittel­ kühler; ein Lösungsmittelregenerator wird nicht benötigt. Eine dritte Aus­ führungsform der vorliegenden Erfindung ist schon ins Auge gefaßt, wobei die Nachrüsteinheit einen Lösungsmittelregenerator umfaßt, um zusätzliches unbeladenes Lösungsmittel zu erzeugen, auch dann wenn die bereits beste­ hende Erdgasaufbereitungsanlage einen Debutanisierer umfaßt, z. B. wenn der bestehende Debutanisierer zu klein ist.
In dem NGL Absorber wird der nicht kondensierte Gasstrom aus dem Abscheider mit dem unbeladenen Lösungsmittel in Kontakt gebracht, welches auf eine Temperatur unter -17,8°C bis etwa -45,6°C (von etwa 0°F bis etwa -50°F), bevorzugt von etwa -23,2°C bis etwa -40°C (von etwa -10°F bis etwa -40°F), weiter bevorzugt von etwa -26,1°C bis etwa -37,2°C (von etwa -15°F bis etwa -35°F) und besonders bevorzugt von etwa unter - 28,9°C bis etwa -34,4°C (von etwa -20°F bis etwa -30°F) abgekühlt wurde, um einen Überkopf-Erdgasstrom zu erzeugen, welcher die Spezifika­ tion bezüglich des Heizwertes und der schweren Flüssigkeiten erfüllt, und damit für den Verkauf an eine Pipeline geeignet ist. Diese Temperaturbe­ reiche werden sorgfältig unter Beachtung der Investitionskosten für das metallische Baumaterial und der Anforderung, die Lösungsmittelverluste so gering wie möglich zu halten, ausgewählt.
Der Sumpfstrom des NGL Absorbers, der aus unbeladenem Lösungsmittel plus dem im Absorber durch das unbeladene Lösungsmittel absorbierten NGL besteht, wird zum Lösungsmittelregenerator befördert, der einen Lösungs­ mittelregenerator-Sumpfstrom erzeugt, der aus C5+ Komponenten des eingesetzten Erdgasstromes besteht. Der Sumpfstrom des Lösungsmittelregenerators wird als unbeladenes Lösungsmittel zum NGL Absorber zurückgepumpt. Es wird darauf hingewiesen, daß unbeladenes Lösungsmittel innerhalb des Verfahrens aus NGL Komponenten des eingesetzten Erdgasstromes erzeugt wird; es wird kein externes Lösungsmittel benötigt.
Der NGL Absorber kann einen Sumpfaufkocher besitzen, der Strippgas bereitstellt, welches in den Sumpf des NGL Absorbers eingeleitet wird. Wenn ein Rufkocher bereitgestellt wird, wird der Bereich am Sumpf des NGL Absorbers als Strippbereich betrieben. Falls das Ethan des eingesetzten Erd­ gasstroms im NGL Produktstrom vertrieben werden soll, und Ethan im NGL verbleiben soll, wird der Stabilisator in der vorhandenen Gasaufbereitungs­ anlage als Demethanisierer betrieben. Der Strippbereich des NGL Absorbers wird betrieben, um den Gehalt an Methan im Sumpfstrom des NGL Ab­ sorbers ausreichend zu verringern, so daß der NGL Strom, der über Kopf im Lösungsmittelregenerator erzeugt wird, ohne weitere Behandlung zur Verringerung seines Methangehaltes verkauft werden kann. Wenn das Ethan des eingesetzten Erdgastromes im Erdgasproduktstrom enthalten sein soll, und nicht im NGL, dann wird der Stabilisator der vorhandenen Gasaufbereitungsanlage als Deethanisierer betrieben, und der Strippbereich des NGL Absorbers wird betrieben, um die Konzentration an Ethan in dem Sumpfstrom des Absorbers zu verringern, so daß der vom Lösungsmittelregenerator erzeugte Überkopf- Strom wenig Ethan enthält.
Es ist möglich, daß sich der Betriebsdruck in dem Rufkocher des NGL Ab­ sorbers dem kritischen Druck des Systems nähert und dadurch einen in­ stabilen Betrieb verursacht. In diesem Fall wird vorzugsweise ein Zweidruck- NGL-Absorber verwendet, wobei der Absorptionsbereich bei einem höheren Druck betrieben wird als der Strippbereich, und Dampf vom Strippbereich unter Verwendung eines Verdichters in den Absorptionsbereich verdichtet wird.
Der Stabilisator kann einen Überkopf-Kondensator aufweisen, der einen Rückfluß, der in das obere Ende der Kolonne zurückgepumpt wird, erzeugt. Mit dem Rückfluß kann der Überkopf-Gasstrom des Stabilisators die Spezifi­ kationen für Erdgaspipelines ohne weitere Aufbereitung erfüllen. Falls der Stabilisator keinen Überkopf-Kondensator besitzt, dann enthält der Über­ kopf-Gasstrom des Stabilisators NGL. Der Überkopfstrom des Stabilisators kann fakultativ zu dem NGL Absorber gefördert werden, um sein enthalten­ dens NGL zu gewinnen. Falls der Druck im Stabilisator geringer ist als der Druck im NGL Absorber, dann muß der Überkopf-Gasstrom mit einem Verdichter verdichtet werden.
In einer bevorzugten Anordnung, die für beide Ausführungsformen der Erfindung anwendbar ist, wird der unbeladene Lösungsmittelstrom aus dem Lösungsmittelregenerator mit leichteren, nicht gewünschten Komponenten vorgesättigt, z. B. mit Methan, indem er mit einem Teil oder dem sämtli­ chen Gas-Überkopfstrom des NGL Absorbers stromaufwärts von dem Lö­ sungsmittelkühler in Kontakt gebracht wird. Dies führt zur Vorsättigung des unbeladenen Lösungsmittelstromes mit den leichteren Komponenten des zugeführten Gasstromes, wie z. B. mit Methan und Ethan. Der Vorteil der Vorsättigung ist, daß die beim Lösen des Ethans oder Methans in dem Lösungsmittel freiwerdende Absorptionswärme eher in dem Überkopfsystem des NGL Absorbers frei wird als im NGL Absorber und eher durch den Lösungs­ mittelkühler entfernt wird als die Temperatur im NGL Absorber zu erhöhen, wodurch die Leistungsfähigkeit der Absorption von NGL verbessert wird.
Die Nachrüsteinheit dieser Erfindung, falls sie richtig an die vorhandene einfache Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage angeschlossen wurde, erhöht die Mengen an Propan, Butan und fakultativ an Ethan, die aus dem eingesetzten Erdgasstrom gewonnen werden können, zu Kosten, die mit dem zusätzlichen Wert der NGL Produkte über ihren Heizwert in Erdgas konkurrieren kön­ nen. Darüberhinaus kann sich die Nachrüsteinheit flexibel an Schwankungen der Menge und der Zusammensetzung des eingesetzten Erdgasstromes anpassen und ohne weiteres verändert werden, um Ethan entweder im Erdgasstrom oder in einem NGL Produktstrom zu gewinnen.
Ein umfassenderes Verständnis dieser oder anderer Merkmale, Aspekte und Vorteile der vorliegenden Erfindung kann durch die folgende Beschreibung, die beiliegenden Ansprüche und die begleitenden Zeichnungen gewonnen wer­ den.
Fig. 1 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die keine NGL Fraktionierungsanlage besitzt und die einen Stabilisator mit einem Überkopf-Rückflußkondensator besitzt.
Fig. 2 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die keine NGL Fraktionierungsanlage besitzt und die einen Stabili­ sator mit einem Überkopf Rückflußkondensator besitzt und die eine Vor­ sättigung des unbeladenen Lösungsmittels einschließt.
Fig. 3 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die keine NGL Fraktionierungsanlage besitzt und die einen Stabili­ sator ohne einen Überkopf-Rückflußkondensator besitzt.
Fig. 4 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die keine NGL Fraktionierungsanlage besitzt und die einen Stabilisator ohne einen Überkopf-Rückflußkondensator besitzt, und die eine Vorsättigung des unbeladenen Lösungsmittels einschließt.
Fig. 5 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die eine NGL Fraktionierungsanlage und einen Stabilisator mit einem Überkopf-Rückflußkondensator besitzt.
Fig. 6 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die eine NGL Fraktionierungsanlage, einen Stabilisator mit einem Überkopf-Rückflußkondensator besitzt und die eine Vorsättigung des unbeladenen Lösungsmittels einschließt.
Fig. 7 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die eine NGL Fraktionierungsanlage und einen Stabilisator ohne einen Überkopf-Rückflußkondensator besitzt.
Fig. 8 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die vorliegende Erfindung für eine vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet wird, die eine NGL Fraktionierungsanlage, einen Stabilisator ohne einen Überkopf-Rückflußkondensator besitzt, und die eine Vorsättigung des unbeladenen Lösungsmittels einschließt.
Zum Zweck der Klarheit wurden Pumpen, Wärmeaustauscher, Kontroll­ ventile, Kontrollsysteme und zusätzliche Ausrüstungsgegenstände, die für den praktischen und sicheren Betrieb der Einheit erforderlich sind, die aber für die Erklärung der Erfindung nicht notwendig sind, absichtlich aus den Zei­ chungen herausgelassen. Diese Auslassungen schränken den Schutzbereich der Erfindung nicht ein.
Erdgas enthält üblicherweise Stickstoff, Schwefelwasserstoff und andere Sulfidverbindungen, Kohlendioxid und Wasser. Vor der Behandlung des Erdgases zur Gewinnung von NGL, wird der Gasstrom normalerweise in einer Gassüßungsanlage behandelt, um die Sulfide, Kohlendioxide zu entfernen und getrocknet, um das Wasser zu entfernen, wobei übliche und gut bekann­ te Verfahren verwenden werden, um einen "süßen, trockenen" Erdgasstrom zu erzeugen. In den meisten einfachen Kälteanlagen wird Ethylenglykol in den Erdgasstrom eingeleitet, bevor das Gas abgekühlt wird. In solchen Einheiten werden das Gas und das Ethylenglykol gleichzeitig in den Tauschern abge­ kühlt. Das Ethylenglykol-Wasser-Gemisch wird in einem Dreiphasenabschei­ der abgetrennt, welcher auch als der NGL Abscheider zur Abscheidung der nichtkondensierten Gasen dient. Obwohl dieser Schritt in den Fig. 1 bis 8 nicht dargestellt ist, sollte verstanden werden, daß diese Schritte eingefügt werden, wenn das zugeführte Erdgas vor dem Abkühlen nicht mit einem anderen verfügbaren Verfahren dehydriert wird.
Vorzugsweise wird der eingesetzte Erdgasstrom, der zu einer einfachen Kälteanlage zur Gewinnung von NGL geführt wird, auf einen Taupunkt unter etwa -45,6°C (-50°F) getrocknet, um die Bildung von Hydraten bei den in der Kälteanlage anzu­ treffenden niedrigen Temperaturen zu verhindern. Die Entfernung von Sulfiden und Kohlendioxid ist fakultativ, da sie die Gewinnung von NGL nicht stören. Darüberhinaus können auch die Produktströme einfacher Kälte- Erdgasbehandlungsanlagen behandelt werden, um Sulfide und Kohlendioxid zu entfernen.
Das eingesetzte Erdgas in einer einfachen Kälteanlage wird auf einen Druck von etwa 2 413 kPa bis etwa 8 274 kPa (von etwa 350 psig bis etwa 1 200 psig) verdichtet, da typische Erdgaspipelines in diesem Druckbereich betrie­ ben werden. Der verwendete Verdickter (nicht dargestellt) ist typischerweise ein gasbetriebener mehrstufiger Kolbenkompressor mit Zwischenkühlung und Flüssigkeitsabscheidung. Die Verdichtung des zugeführten Gases kann vor Ort erfol­ gen oder als ein Teil des Gesamtsystems eingefügt werden.
Der verdichtete Erdgasstrom wird auf eine Temperatur zwischen etwa -­ 17,8°C bis etwa -45,6°C (zwischen etwa 0°F bis etwa -50°F), bevorzugt zwischen etwa -23,3°C bis etwa - 40,0°C (zwischen etwa -10°F bis etwa -40°F), weiter bevorzugt zwischen etwa -26,1°C bis etwa -37,2°C (zwischen etwa -15°F bis etwa -35°F) und besonders bevorzugt zwischen etwa -28,9°C bis etwa -34,4°C (zwischen etwa -20°F bis etwa -30°F) in mehreren Kühlstufen abgekühlt. Die Kühlanlage für das Einsatzmaterial besteht normalerweise aus zwei oder drei nacheinander geschalteten Rohrwärmeaustauschern, wobei typischerweise Kühlwasser oder Luftkühler in den Austauschern eingesetzt werden und ein integrierter Gegenstromwärmeaustausch mit internen Ver­ fahrens- und Produktströmen in den Zwischenkühlern erfolgt, um den Energieverbrauch effizienter zu gestalten. Dennoch ist die letzte Kühlstufe immer ein gekühlter Zuführungsgaskühler, in dem der Erdgasstrom durch Wärme­ austausch mit einem geeigneten Kühlmittel, wie z. B. bei geringem Druck verdampfendem flüssigem Propan, abgekühlt wird.
Fig. 1 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, welches zeigt, wie die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung für eine vereinfachte Kühl-Erd­ gasaufbereitungsanlage verwendet wird und an diese nachträglich angeschlos­ sen wird. Die vorhandene vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage weist einen gekühlten Zuführungskühler 102, einen Abscheider 106 und einen Stabilisator 112 auf. In dieser Ausführungsform besitzt die vereinfachte Kälte-Erdgas­ aufbereitungsanlage keine NGL Fraktionierungsanlage und der Stabilisator besitzt einen Überkopf-Rückflußkondensator 114. Diese Ausführungsform der nachrüstbaren Einheit der vorliegenden Erfindung weist einen NGL Absorber 124, einen Lösungsmittelregenerator 132 und einen gekühlten Lösungsmittel­ kühler 150 auf. Die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung befindet sich innerhalb der Umrandung, die auf der Zeichnung dargestellt ist. Anschlüsse zu der vorhandenen einfachen Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage sind in der Zeichnung ebenfalls angegeben. Der eingesetzte Erdgasstrom 100 wird auf zwi­ schen -17,8°C und -45,6°C (zwischen 0°F und -50°F), bevorzugt zwischen -23,3°C und -40,0°C (zwischen -10°F und -40°F), weiter bevorzugt zwischen -26,1°C und -37,2°C (zwischen etwa -15°F und -35°F) und beson­ ders bevorzugt zwischen -28,9°C und -34,4°C (zwischen -20°F und -30°F) im gekühlten Zuführungskühler 102 abgekühlt, und der abgekühlte Strom 104 wird zum Abscheider 106 gefördert. Der Abscheider 106 entfernt NGL, welches während dem Abkühlen aus dem Erdgasstrom auskondensierte. Das NGL Kondensat verläßt den Abscheider 106 als Sumpfstrom 110 des Ab­ scheiders. Der Sumpfstrom 110 des Abscheiders wird zum Stabilisator 112 gefördert. In einer bestehenden einfachen Kälte-Gasaufbereitungsanlage wird der Überkopfstrom 108 des Abscheiders zu den Zuführungs-Restgas-Gegenstromaus­ tauschern gefördert und verläßt die Aufbereitungsanlage zur Verkaufs-Gaspipe­ line. Jedoch wird der Überkopfgasstrom 108 wie der Anschluß Nr. 1 zeigt zum NGL Absorber 124 gefördert.
Der NGL Absorber 124 umfaßt einen Absorptionsbereich 154 und kann fakultativ einen Strippbereich 156 mit einem Sumpfaufkocher 128 umfassen, der ein Strippgas 158 erzeugt, welches in den Sumpf des Strippbereiches 156 eingeleitet wird. Für einen NGL Absorber 124 mit einem Strippbereich 156 wird der Überkopfgasstrom 108 seitlich in die Kolonne zwischen dem Sumpf des Absorptionsbereiches 154 und dem obersten Ende des Stripp­ bereiches 156 eingeleitet, und strömt die Kolonne hoch. Ein unbeladener Lösungsmittelstrom 152, der auf etwa -17,8°C bis etwa -45,6°C (auf etwa 0°F bis etwa -50°F), bevorzugt auf etwa -23,3°C bis etwa - 40,0°C (auf etwa -10°F bis etwa -40°F), weiter bevorzugt auf etwa -26,1°C bis etwa - 37,2°C (auf etwa -15°F bis etwa -35°F) und besonders bevorzugt auf etwa -28,9°C bis etwa -34,4°C (auf etwa -20°F bis etwa -30°F) in dem gekühl­ ten Lösungsmittelkühler 150 abgekühlt wurde, wird in das oberste Ende des Absorptionsbereiches 154 des NGL Absorbers 124 eingeleitet und fließt die Kolonne hinunter und kommt mit dem eingesetzten Gasstrom 108 im Gegenstrom in Kontakt. Der Lösungsmittelkühler 150 ist typischerweise ein Rohrwärme­ austauscher, der mit einem geeigneten Kältemittel wie z. B. verdampfendem flüssigem Propan niedrigen Druckes abgekühlt wird. Der NGL Absorber 124 ist mit Raschigringen oder anderen käuflich erwerbbaren Packungen, die den Massenaustausch erhöhen, gepackt oder enthält Böden wie z. B. Siebböden, die den Flüssig/Gas-Massenaustausch herbeiführen. Das unbeladene Lösungsmittel absorbiert NGL aus dem Erdgasstrom, während die beiden Ströme im Gegen­ strom miteinander in Kontakt kommen, um einen Überkopfstrom 126 des NGL Absorbers zu erzeugen, der an eine Erdgaspipeline verkauft werden kann. Bevor der Strom 126 die Nachrüsteinheit durch den Anschluß Nr. 2 verläßt, wird er durch einen Wärmeaustausch mit Verfahrensströmen wie z. B. mit Zuführungskühlern erwärmt.
Der Lösungsmittelstrom fließt vom Absorptionsbereich hinunter in das obere Ende des Strippbereiches 156. Im Strippbereich wird der hinunterfließende Lösungsmittelstrom mit dem aufsteigenden und vom Rufkocher 128 erzeugten Strippgas im Gegenstrom in Kontakt gebracht, das das restliche Methan oder Methan und Ethan aus dem Lösungsmittel ausstrippt.
Der Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers, welcher aus unbeladenem Lö­ sungsmittel und NGL, das von dem unbeladenen Lösungsmittel aus dem Überkopfstrom 108 des Abscheiders in dem NGL Absorber absorbiert wurde, besteht, wird zu dem Lösungsmittelregenerator 132 gefördert. Der Lösungs­ mittelregenerator 132 ist eine gewöhnliche Destillationskolonne, die mit Packungen oder Destillationsböden gefüllt bzw. ausgestattet ist, und die den Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers in einen Überkopfstrom 140 des Lösungsmittelregenerators und einen flüssigen Sumpfstrom 148 des Regenera­ tors, welcher aus C5+ Alkanen aus dem eingesetzten Erdgasstrom 100 besteht, trennt. Der Sumpfstrom 148 des Regenerators wird durch den gekühlten Lösungsmittelkühler 150 zum NGL Absorber 124 als der unbeladene Lö­ sungsmittelstrom 152 geleitet. Es ist zu beachten, daß das unbeladene Lösungsmittel haupsächlich aus Komponenten des NGLs aus dem eingesetzten Erdgasstrom 100 besteht; ein externes Lösungsmittel wird für das Verfahren dieser Erfindung nicht benötigt. Der Lösungsmittelregenerator 132 ist mit einem Rückflußkondensator 134 und einem Rückflußsammler 136 ausgestattet, um einen Bestand an unbeladenem Lösungmittel zu halten. Die Kolonne zur Lösungsmittelregenerierung wird mit dem Aufkocher 138 wiederaufge­ kocht. Der Überkopfstrom 140 des Lösungsmittelregenerators kann entweder ein vollständig dampfförmiger, teilweise dampfförmiger oder vollständig flüssiger Strom sein.
Wenn der NGL Absorber 124 nicht mit dem fakultativen Rufkocher 128 ausgestattet ist, wird der Überkopfstrom 140 des Lösungsmittelregenerators, der aus NGL plus Methan und Ethan besteht, zu dem Stabilisator 112 gefördert. Der Sumpfstrom 110 des Abscheiders wird auch zu dem Stabilisa­ tor 112 gefördert. Der Stabilisator 112 ist eine gewöhnliche Destillations­ kolonne, die einen wiederaufgekochten Strippbereich und einen Rektifikations­ bereich mit einem Überkopfkondensator des Stabilisators aufweist, der einen Rückfluß erzeugt, welcher in das obere Ende des Rektifikationsbereiches des Stabilisators eingeleitet wird. Der Rückflußkondensator des Stabilisators kann ein Teilkondensator, wie in Fig. 1 dargestellt ist, oder ein Komplettkon­ densator sein. Ein Bestand an Kondensat wird in dem Sammler 116 für den Rückfluß gehalten. Der Stabilisator 112 trennt den Sumpfstrom 110 des Abscheiders und den Überkopfstrom 142 des Lösungsmittelregenerators, um einen Überkopfstrom 118 des Stabilisators, der für eine Erdgaspipeline geeignet ist, und einen Sumpfstrom 122 des Stabilisators, der der NGL Produktstrom ist, zu erzeugen. Der Stabilisator wird mit dem Rufkocher 120 wiederaufgekocht. Der Überkopfstrom 118 des Stabilisators kann mit dem Strom 126 durch den Anschluß Nr. 2 für einen weiteren Wärmeaustausch zusammengeführt werden, um den Energieverbrauch durch Wärmeintegration zu senken.
Der NGL Absorber 124 mit einem Strippbereich 156 kann aus dem Sumpf Strom des NGL Absorbers ausreichend Methan oder Methan und Ethan, abhängig davon ob Ethan in NGL oder Erdgas gewonnen werden soll, ausstrippen, so daß der Überkopfstrom 140 des Regenerators entlang der Linie 144 durch den Anschluß Nr. 3 als ein Teil des NGL Produktes 146 direkt in den Sumpfstrom des Stabilisators gefördert wird anstatt zum Stabilisator 112. Bei NGL Absorbern ohne Strippbereich muß der Überkopf­ strom des Lösungsmittelregenerators jedoch zum Stabilisator 112 gefördert werden.
Fig. 2 umfaßt Einrichtungen zur Vorsättigung des unbeladenen Lösungs­ mittelstroms mit Methan und Ethan, bevor der Strom abgekühlt und in das obere Ende des NGL Absorbers eingeleitet wird. Der NGL Absorber 124 weist einen Lösungsmittel-Vorsättigungs-Kühler 160 und eine Vorsättigungs- Abscheidetrommel 162 auf. Der ganze oder ein Teil des Überkopfstromes 126 des NGL Absorbers wird mit dem Sumpfstrom 148 des Lösungsmittel­ regenerators stromaufwärts des Vorsättigungs-Lösungsmittelkühlers 160 in Kontakt gebracht. Es werden Vorkehrungen getroffen, um die beiden Ströme wirk­ sam miteinander in Kontakt zu bringen. Der gemischte Strom 164 wird durch den gekühlten Vorsättigungs-Kühler 160 als Strom 166 zu der Vor­ sättigungs-Abscheidetrommel 162 und dann zum oberen Ende des NGL Absorbers als Strom 168 geleitet. Der Überkopfstrom 170 aus der Vor­ sättigungs-Abscheidetrommel 162 ist für eine Erdgaspipeline geeignet, und wird mit dem Strom 118 aus dem Stabilisator 112 bequem gemischt, um einen Verkaufsgasstrom 172 zu bilden, nachdem dieser seinen Kältewert mit Verfahrensströmen aus der Nachrüsteinheit ausgetauscht hat.
Fig. 3 zeigt wie die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung an eine vorhandene vereinfachte Kälte-Erdgasanlage angeschlossen ist, die einen Stabilisator umfaßt, der keinen Überkopf-Rückflußkondensator 114 besitzt. In dieser Ausführungsform wird der Überkopfstrom 174 des Stabilisators zum Sumpf des NGL Absorptionsbereiches 154 gefördert. Ein Verdichter 176 wird eventuell benötigt, um den Strom 174 in den NGL Absorber 124 als Strom 178 zu pumpen, falls der Druck in dem Stabilisator 112 geringer ist als der Druck in dem NGL Absorber. Falls der NGL Absorber 124 einen Strippbereich 156 besitzt, dann kann der Überkopfstrom 140 des Lösungs­ mittelregenerators direkt mit dem Sumpfstrom 122 des Stabilisators durch den Anschluß Nr. 3 entlang der Linie 144 als NGL Produkt 146 zusam­ menlaufen; falls der NGL Absorber 124 keinen Strippbereich besitzt, dann muß der Überkopfstrom 140 des Lösungsmittelregenerators entlang der Linie 142 zu dem Stabilisator 112 gefördert werden. In dieser Ausführungsform kommt das ganze Verkaufsgas als Strom 126 aus dem Kopf der NGL Kolonne und strömt durch den Anschluß Nr. 2 zu einem Wärmeaustausch mit den Verfahrensströmen.
Fig. 4 umfaßt ein Vorsättigungssystem für das unbeladene Lösungsmittel, das in Verbindung mit Fig. 2 mit dem Verfahren von Fig. 3 besprochen wurde. Sämtliches Verkaufsgas dieser Ausführungsform stammt als Strom 170 aus dem Kopf der Vorsättigungs-Abscheidetrommel 162, welcher innerhalb der Nachrüsteinheit Wärme mit den Verfahrensströmen austauscht.
Da in den meisten bestehenden einfachen Kälte-Erdgasaufbereitungsanlagen die Ströme 108 und 174 zusammengelegt sind, und Wärme mit den Ver­ fahrensströmen wie z. B. mit dem eingesetzten Gasstrom 110 austauschen, können die Anschlüsse Nr. 1 und 4 der Ausführungsformen dieser Erfindung in den Fig. 3 und 4 bequem zu einem einzigen Anschluß zusammengelegt werden und in den NGL Absorber 124 als Strom 108 eingeleitet werden, wobei der fakultative Verdickter 176 und der damit verbundene Strom 178 nicht benötigt werden.
Fig. 5 stellt ein vereinfachtes Verfahrensfließbild dar, das zeigte wie eine Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung für eine vorhandene vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage verwendet und an diese angeschlossen wird, welche einen gekühlten Zuführungskühler 102, einen Abscheider 106 und einen Stabilisator 112 aufweist. In dieser Ausführungsform besitzt die vorhandene Erdgasaufbereitungsanlage eine NGL Fraktionierungsanlage, die einen Debuta­ nisierer aufweist, und der Stabilisator besitzt einen Überkopf/Kondensator 114. Diese Ausführungsform der Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung weist einen NGL Absorber 124 und einen gekühlten Lösungsmittelkühler 150 auf. Die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung befindet sich innerhalb der in der Zeichnung dargestellten Umrandung. Anschlüsse zur vorhandenen einfachen Kälte-Gasaufbereitungsanlage sind ebenfalls in der Zeichnung angegeben. Der eingesetzte Erdgasstrom 100 wird auf zwischen etwa -17,8°C bis etwa -45,6°C (zwischen etwa 0°F bis etwa -50°F), bevorzugt zwischen etwa -23,3°C bis etwa -40,0°C (zwischen etwa -10°F bis etwa -40°F), weiter bevorzugt zwischen etwa -26,1°C bis etwa -37,2°C (zwischen etwa -­ 15°F bis etwa -35°F) und besonders bevorzugt zwischen etwa -28,9°C bis etwa -34,4°C (zwischen etwa -20°F bis etwa -30°F) in dem gekühlten Zuführungskühler 102 abgekühlt und der abgekühlte Strom 104 wird zu dem Abscheider 106 gefördert. Der Abscheider 106 entfernt NGL, welches während dem Abkühlen aus dem Erdgasstrom auskondensierte. Das NGL Kondensat verläßt den Abscheider 106 als Sumpfstrom 110 des Separators. Der Sumpfstrom 110 des Abscheiders wird zu dem Stabilisator 112 gefördert. In einer vorhandenen einfachen Kälte-Gasaufbereitungsanlage wird der Über­ kopfstrom 108 des Abscheiders zu den Zuführungs-Restgas-Gegenstromaustauschern gefördert, und verläßt die Aufbereitungsanlage zur Verkaufs-Gaspipeline. Wie durch Anschluß Nr. 1 gezeigt, wird der Überkopfgasstrom 108 jedoch zu dem NGL Absorber 124 gefördert.
Der NGL Absorber 124 umfaßt einen Absorptionsbereich 154 und kann fakultativ einen Strippbereich 156 mit einem Sumpfaufkocher 128 umfassen, welcher ein Strippgas 158 erzeugt, das in den Sumpf des Strippbereiches 156 eingeleitet wird. Für einen NGL Absorber 124 mit einem Strippbereich 156 wird der Überkopfgasstrom 108 seitlich in die Kolonne zwischen dem Sumpf des Absorptionsbereiches 154 und dem oberen Ende des Strippberei­ ches 156 eingeleitet und strömt die Kolonne hoch. Ein unbeladener Lösungs­ mittelstrom 152, der auf etwa -17,8°C bis etwa -45,6°C (auf etwa 0°F bis etwa -50°F), bevorzugt auf etwa -23,3°C bis etwa -40,0°C (auf etwa - 10°F bis etwa -40°F), weiter bevorzugt auf etwa -26,1°C bis etwa -37,2°C (auf etwa -15°F bis etwa -35°F) und besonders bevorzugt auf etwa -28,9°C bis etwa -34,4°C (auf etwa -20°F bis etwa -30°F) in dem gekühlten Lö­ sungsmittelkühler 150 abgekühlt wurde, wird in das obere Ende des Absorp­ tionsbereiches 154 des NGL Absorbers 124 eingeleitet und fließt die Kolon­ ne hinunter und kommt mit dem eingesetzten Gasstrom 108 im Gegenstrom in Kontakt. Der gekühlte Lösungsmittelkühler 150 ist typischerweise ein Rohr­ wärmeaustauscher, der mit einem geeigneten Kältemittel wie z. B. ver­ dampfendem flüssigem Propan niedrigen Druckes abgekühlt wird. Der NGL Absorber 124 ist mit Raschigringen oder anderen käuflich erwerbbaren Packungen, die den Stoffaustausch erhöhen, gefüllt bzw. gepackt oder enthält Böden, wie z. B. Siebböden, die den Flüssig/Gas-Massenaustausch herbeiführen. Das unbeladene Lösungsmittel absorbiert NGL aus dem Erd­ gasstrom, während die beiden Ströme im Gegenstrom miteinander in Kontakt kommen, um einen Überkopfstrom 126 des NGL Absorbers zu erzeugen, der an eine Erdgaspipeline verkauft werden kann.
Der Lösungsmittelstrom fließt vom Absorptionsbereich hinunter zum oberen Ende des Strippbereiches 156. Im Strippbereich wird der hinunterfließende Lösungsmittelstrom mit dem aufsteigenden und vom Rufkocher 128 erzeugten Strippgas im Gegenstrom in Kontakt gebracht, welches das restliche Methan oder Methan und Ethan aus dem Lösungsmittel ausstrippt.
Der Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers, welcher aus unbeladenem Lö­ sungsmittel und NGL besteht, welches von dem unbeladenen Lösungsmittel aus dem Überkopfstrom 108 des Abscheiders in dem NGL Absorber ab­ sorbiert wurde, wird zum Stabilisator 112 gefördert.
Ein anderes, nicht dargestelltes Merkmal bezieht sich auf den fakultativen Rufkocher 128, wenn dieser für den NGL Absorber vorgesehen ist; der Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers kann direkt zu der Fraktionierungs­ anlage, welche einen Debutanisierer 180 aufweist, fließen.
Der Stabilisator 112 ist eine gewöhnliche Destillationskolonne, die einen wiederaufgekochten Strippbereich und einen Rektifikationsbereich mit einem Überkopf-Kondensator aufweist, der einen Rückfluß erzeugt, welcher in das obere Ende des Rektifikationsbereiches des Stabilisators eingeleitet wird. Der Überkopf-Kondensator 114 des Stabilisators erzeugt einen Rückfluß, der in dem Sammler 116 getrennt wird, um ihn in das obere Ende des Stabilisa­ tors zurückzuführen. Der Stabilisator 112 trennt den Sumpfstrom 110 des Abscheiders und den Sumpfstrom 130 des Absorbers, die im Anschluß Nr. 3 zusammenfließen und den Strom 190 bilden, in einen Überkopfstrom 118 des Stabilisators, der für eine Erdgasleitung geeignet ist, und einen aus NGL Komponenten bestehenden Sumpfstrom 122 des Stabilisators, der zu der Fraktionierungsanlage 180, die einen Debutanisierer aufweist, gefördert wird. Der Stabilisator wird mit dem Rufkocher 120 wiederaufgekocht. Der Überkopfstrom 118 kann mit dem Überkopfstrom 126 des Absorbers mittels Anschluß Nr. 2 zusammengeführt werden, um den Strom 172 für einen weiteren Wärmeaustausch mit Verfahrensströmen vor dem Eintritt in die Verkaufgaspipeline zu bilden.
Der NGL Absorber 124 mit einem Strippbereich 156 kann aus dem Sumpf­ strom des NGL Absorbers ausreichend Methan oder Methan und Ethan, abhängig davon ob Ethan im NGL oder im Erdgas gewonnen werden soll, ausstrippen, damit deren Gehalt in dem eingesetzten Strom 190, welcher in dem Stabilisator 112 getrennt wird, verringert wird, um die dem Stabilisator auferlegte Strippaufgabe zu verringern.
Der aus NGL Komponenten bestehende Sumpfstrom 122 des Stabilisators wird in der vorhandenen Fraktionierungsanlage 180 in mehrere Produkt­ fraktionen getrennt, wobei die Anlage zumindest eine Debutanisierungskolon­ ne aufweist, die einen C5+-NGL-Sumpfstrom 182 erzeugt. Ein Teil dieses C5+-NGL-Sumpfstromes 182 des Debutanisierers wird durch den gekühlten Lösungsmittelkühler 150 zu dem NGL Absorber 124 als unbeladenes Lö­ sungsmittel gepumpt. Es ist zu beachten, daß das unbeladene Lösungsmittel hauptsächlich aus NGL Komponenten des eingesetzten Erdgasstromes 100 besteht; ein externes Lösungsmittel wird für das Verfahren dieser Erfindung nicht benötigt. Der Rest des Sumpfstromes 186 des Debutanisierers wird als C5+- NGL-Produkt verkauft. Abhängig von der Konfiguration der Kolonnen in der NGL Fraktionierungsanlage 180 kann das leichtere NGL Produkt 188 aus Ethan, Ethan/Propan, Propan, Butangemisch- oder iso-Butan- oder n-Butan- Produkten bestehen.
Fig. 6 umfaßt Einrichtungen zur Vorsättigung des unbeladenen Lösungs­ mittelstromes mit Methan und Ethan, bevor der Strom abgekühlt und in das obere Ende des NGL Absorbers eingeleitet wird. Der NGL Absorber 124 weist einen Lösungsmittel-Vorsättigungs-Kühler 160 und eine Vorsättigungs- Abscheidetrommel 162 auf. Der ganze oder ein Teil des Überkopfstromes 126 des NGL Absorbers wird mit dem Sumpfstrom 184 aus der Fraktionie­ rungsanlage, die einen Debutanisierer 180 aufweist, stromaufwärts des Vorsättigungs-Lösungsmittelkühlers 160 in Kontakt gebracht. Es werden Vorkehrungen getroffen, um die beiden Ströme wirksam miteinander in Kontakt zu bringen. Der gemischte Strom 164 wird durch den gekühlten Vorsättigungs- Kühler 160 als Strom 166 zu der Vorsättigungs-Abscheidetrommel 162 und dann als Strom 168 zum oberen Ende des NGL Absorbers 124 geleitet. Der Überkopfstrom 170 aus der Vorsättigungs-Abscheidetrommel 162 ist für eine Erdgaspipeline geeignet und wird mit dem Strom 118 aus dem Stabilisator 112 bequem gemischt, um einen Verkaufsgasstrom 172 zu bilden, nachdem dieser seinen Kältewert mit Verfahrensströmen aus der Nachrüsteinheit ausge­ tauscht hat.
Fig. 7 zeigt, wie die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung an eine vorhandene vereinfachte Kälte-Erdgasanlage angeschlossen wird, die einen Stabilisator aufweist, der keinen Überkopf-Rückflußkondensator 114 besitzt. In dieser Ausführungsform wird der Überkopfgasstrom 174 des Stabilisators zum Sumpf des Absorptionsbereiches 154 des NGL Absorbers gefördert. Ein Verdickter wird benötigt, um den Überkopfstrom des Stabilisators in den NGL Absorber zu pumpen, falls der Druck im Stabilisator 112 geringer ist als der Druck im NGL Absorber 124. Der Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers 124 wird mit dem Sumpfstrom 110 des Abscheiders am Anschluß Nr. 3 zusammengeführt, um entlang der Linie 190 in den Stabilisator 112 eingeleitet zu werden. In dieser Ausführungsform kommt sämtliches Verkaufsgas als Strom 126 aus dem Kopf des NGL Absorbers und strömt durch den Anschluß Nr. 2 zum Wärmeaustausch mit Verfahrensströmen.
Fig. 8 umfaßt das Vorsättigungssystem für unbeladenes Lösungsmittel, welches in Verbindung mit Fig. 6 mit dem Verfahren von Fig. 7 bespro­ chen wurde. Sämtliches Verkaufsgas dieser Ausführungsform stammt als Strom 170 aus dem Kopf der Vorsättigungs-Abscheidetrommel 162, welcher innerhalb der Nachrüsteinheit Wärme mit den Verfahrensströmen austauscht.
Da in den meisten bestehenden einfachen Kälte-Erdgasaufbereitungsanlagen die Ströme 108 und 174 zusammengelegt sind und Wärme mit den Ver­ fahrensströmen wie z. B. mit dem eingesetzten Gasstrom 100 austauschen, können die Anschlüsse Nr. 1 und 5 der Ausführungsformen dieser Erfindung in den Fig. 7 und 8 bequem zu einem einzigen Anschluß zusammengelegt werden und in den NGL Absorber 124 als Strom 108 eingeleitet werden, wodurch der fakultative Verdichter 176 und der damit verbundene Strom 178 nicht benötigt werden.
Wenn der NGL Absorber mit dem fakultativen Rufkocher 128 in den Ausführungsformen der Fig. 5 bis 8 ausgestattet wird, dann kann der Sumpfstrom 130 fakultativ direkt zu der vorhandenen Fraktionierungsanlage, die einen Debutanisierer 180 aufweist, geleitet werden, wobei der Anschluß Nr. 3 der zusammengeleiteten Ströme 110 und 130 zu den zusammengeleite­ ten Strömen 130 und 122 verlegt wird. Wenn es so ist, dann wird der zusammengeleitete Strom 190 anstatt des Stromes 122 in die Fraktionierungs­ anlage 180, wie oben beschrieben, geleitet.
In einer anderen möglichen, nicht dargestellten Konfiguration für die vorhan­ denen Kälteanlagen der Fig. 3, 4, 7 und 8, die einen gekühlten Zuführungskühler 102, einen Abscheider 106 und einen Stabilisator 112 aufweisen, wird der Überkopfstrom 174 aus dem Stabilisator 112 nach einer Verdichtung durch den Verdichter 176 mit dem eingesetzten Gasstrom 100 zusammengeführt. Wenn solche Konfigurationen vorliegen, dann wird in den NGL Absorber 154 der Nachrüsteinheit dieser Erfindung nur dampfförmiger Strom 108 aus dem Abscheider 106 eingeleitet.
Wie schon vorher besprochen, kann die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung auch keinen Lösungsmittelregenerator benötigen, falls die vorhande­ ne vereinfachte Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage eine NGL Fraktionierungs­ anlage mit einem Debutanisierer besitzt. Der Sumpfstrom des Debutanisie­ rers, welcher als unbeladenes Lösungsmittel für den NGL Absorber dient, besteht aus C5+ Alkanen aus dem eingesetzten Erdgasstrom. Jedoch ist es hierfür notwendig, daß der Stabilisator und die Fraktionierungsanlage der vorhande­ nen Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage über eine ausreichende Kapazität ver­ fügen, um eine Menge an unbeladenem Lösungsmittel zu erzeugen, wie sie für die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung benötigt wird. Falls der Stabilisator und die Fraktionierungsanlage keine ausreichenden Kapazitäten aufweisen, um sämtliches benötigtes unbeladenes Lösungsmittel zu erzeugen, dann wird ein Lösungsmittelregenerator in die Nachrüsteinheit der vorliegen­ den Erfindung eingebaut, der so ausgelegt ist, daß er das Kapazitätsdefizit ausgleicht. In diesem Fall, bezugnehmend auf die Fig. 5 bis 8, wird der Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers zu dem Lösungsmittelregenerator umgeleitet und der Sumpfstrom des Lösungsmittelregenerators, der aus C5+ Alkanen aus dem eingesetzten Erdgasstrom besteht, ersetzt den Sumpfstrom 184 des Debutanisierers oder kommt zu diesem hinzu. Da ein Großteil der C5+ Komponenten des eingesetzten Erdgasstromes in dem Sumpfstrom 122 des Stabilisa­ tors gewonnen wird, kann etwas von dem Sumpfstrom 182 des Debu­ tanisierers als unbeladenes Lösungmittel über den Strom 184 verwendet werden. Ein Fließschema für eine Ausführungsform, bei der die Nachrüstein­ heit der vorliegenden Erfindung einen Lösungsmittelregenerator aufweist, obwohl die vorhandene Kälte-Erdgasanlage einen Debutanisierer aufweist, wird nicht bereitgestellt. Um diese Ausführungsform jedoch kurz zusammen­ zufassen, der flüssige Sumpfstrom des NGL Absorbers wird zu dem Lö­ sungsmittelregenerator gefördert, um einen Überkopfstrom des Lösungsmittel­ regenerators, der Propan, Butane und Komponenten von Erdgasbenzin des eingesetzten Erdgasstromes aufweist und einen Sumpfstrom des Regenerators, der Komponenten von Erdgasbenzin aufweist, zu erzeugen. Der Überkopfstrom des Lösungsmittelregenerators wird entweder zu dem Stabilisator oder zu der Fraktionierungsanlage aus Destillationskolonnen mit einem Debutanisierer gefördert. In der Nachrüsteinheit wird der Sumpfstrom des Lösungsmittel­ regenerators mit einem Teil des Sumpfstroms des Debutanisierers durch den gekühlten Lösungsmittelkühler zu dem NGL Absorber als unbeladenes Lösungsmittel gefördert.
In allen Ausführungsformen kann der Stabilisator 112 durch Änderung der Sumpftemperatur entweder als Demethanisierer oder als Deethanisierer betrieben werden. Falls das Ethan im NGL mehr Wert ist als es seinem Heizwert als Brenngas entspricht, dann ziehen es die Betreiber vor, das Ethan aus dem Erdgas im NGL zu gewinnen, natürlich vorausgesetzt die vorhandene Kälteanlage hat einen Zugang zu einer NGL Pipeline. Der Stabilisator wird somit als Demethanisierer betrieben, der das meiste Ethan aus dem Stabilisator-Einsatzmaterial in den Sumpfstrom 122 des Stabilisators treibt. Demzufolge arbeitet der NGL Absorber 124, falls er mit einem Rufkocher 128 ausgestattet ist, als Demethanisierungsabsorber, der absorbiertes Ethan in dem Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers zurückhält. Daher enthält der Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers zusätzlich Ethan, Propan und Butane, welche zuvor aus dem Strom 108 nicht gewonnen wurden.
Falls Ethan im NGL weniger Wert ist als es seinem Heizwert im Brenngas entspricht, oder die vorhandene Kälteanlage keinen Zugang zu einer NGL Pipeline hat und auf die Auswahl von Tanklastern und Güterlastzügen als Transportmittel beschränkt ist, dann bevorzugen es die Betreiber, Ethan im Verkaufsgasstrom zu belassen. In diesem Fall wird der Stabilisator 112 durch eine Erhöhung der Sumpftemperatur mittels dem Rufkocher 120 im Deethanisierungsmodus betrieben, so daß das meiste Ethan aus den Einsatzströ­ men des Stabilisators in den Überkopfstrom des Stabilisators hinaufgetrieben wird. Ähnlich verhält es sich, wenn der NGL Absorber 124 mit einem fakultativen Rufkocher 128 ausgestattet ist, und der NGL Absorber 124 als Deethanisierungsabsorber betrieben wird. Das Strippgas in dem Strom 158 gibt das meiste des absorbierten Methans und Ethans aus dem Sumpfstrom 130 des NGL Absorbers ab und hält das meiste des zusätzlichen Propans und Butans zurück, welches von den Strömen 108 vorher nicht gewonnen wurde.
In allen Ausführungsformen des Prozesses der vorliegenden Erfindung wird der Kältebedarf innerhalb der Nachrüsteinheit durch den vorhandenen Kälte­ kreislauf für die vorhandene Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage gedeckt. Fach­ leute für die Planung von Erdgasanlagen sollten erkennen, daß das vorher­ gehende zwar erwünscht, aber nicht notwendig ist. Daher sollte verstanden werden, daß es bis zu dem Umfang, der innerhalb des Leistungs­ vermögens des vorhandenen Kältekreislaufs möglich ist, ausgeglichen durch das Erfordernis, die Ausbeuten an NGL Produkten zu maximieren, einer Ergänzung des vorhandenen Kältekreislaufs durch Installation einer zusätzlichen Kälte­ anlage mit Verdichter und Verflüssiger möglicherweise bedarf.
Die vorliegende Erfindung betrifft daher eine Einheit, die an eine einfache Kälte- Erdgasaufbereitungsanlage nachträglich angeschlossen werden kann, was die Mengen an Propan, Butanen und fakultativ an Ethan, die aus dem eingesetzten Erdgasstrom gewonnen werden, erheblich steigert. Da die Produzenten für flüssiges Erdgas höhere Preise als für Erdgas erhalten, erhöht die Steigerung der Ausbeute an NGL aus Erdgas den Gewinn der Produzenten.
Die bevorzugte Konfiguration der Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung variiert abhängig davon, ob die vorhandene Erdgasanlage einen Debutanisierer aufweist und ob der vorhandene Stabilisator einen Überkopf-Kondensator aufweist. Obwohl bevorzugte Ausführungen der vorliegenden Erfindung für diese Möglichkeit sehr detailliert beschrieben wurden, sind andere Ausführun­ gen möglich. Daher sollte die Idee und der Umfang der beiliegenden An­ spräche nicht auf die Beschreibung oder die darin beschriebenen bevorzugten Ausführungen begrenzt werden.
Beispiel 1
Beispiel 1 vergleicht die Ausbeuten von Propan und Butanen aus einem typi­ schen Erdgasstrom aus einer einfachen Erdgasanlage vor und nach dem Anschluß der Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung. Das Beispiel bezieht sich auf die Ausführungsform der Erfindung in Fig. 2, die eine Erdgasaufbereitungsanlage zeigt, die keine NGL Fraktionierungsanlage besitzt.
Tabelle 2 faßt die Ergebnisse einer Massenbilanz für das Verfahren nach Fig. 2 zusammen, bevor die Nachrüsteinheit angeschlossen wurde. Die Bezeichnungen der Ströme der Tabelle 2 beziehen sich auf die in Fig. 2. Die Daten über die Ströme stammen von einer Wärme- und Massenbilanz, die unter Verwendung eines Computer-Verfahrenssimulationsprogrammes berechnet wurden, das weithin verwendet wird, um Verfahrensanlagen zu planen. Ein eingesetzter Erdgasstrom 100 wurde bei 2 861 kPa und 48,9°C (415 psig und 120°F) in eine Gasaufbereitungsanlage mit einem Volumenstrom von 836,4 × 103 Nm3/Tag oder 1 555,03 kgmol/hr (31,22 MMscfd oder 3 428,27 Lbmol/hr) eingespeist. Der eingesetzte Strom wurde mit verdampfen­ dem Propan als Kältemittel von -31,7°C (-25°F) in dem gekühlten Zuführungskühler 102 auf -28,9°C (-20°F) abgekühlt. Die vorhandene Erdgasanlage gewinnt ohne der Nachrüsteinheit nur 30,27% des Propans, 58,17% des i-Butans und 67,93% des n-Butans aus dem eingesetzten Erdgasstrom in den NGL Produktstrom.
Tabelle 2
Gegenwärtiger Betrieb der vorhandenen einfachen Kältanlage Massenflußbilanz kgmol/hr (Lbmol/hr)
Tabelle 3 faßt die Wärme- und Massenbilanzen für die Erdgasanlage zu­ sammen, nachdem die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung wie in Fig. 2 dargestellt angeschlossen wurde. Der unbeladene Lösungsmittelstrom 148 tritt in den Absorber 124 am oberen Ende mit einem Volumenstrom von 172,4 kgmol/hr (380 lbmol/hr) und einer Temperatur von -28,9°C (-20°F) ein. Alle anderen Bedingungen sind diesselben wie für die Massenbilanz der Tabelle 2 für den Fall vor dem Anschluß der Nachrüsteinheit der vorliegen­ den Erfindung.
Tabelle 3
Verbesserter Betrieb der nachgerüsteten einfachen Kälteeinheit Massenflußbilanz kgmol/hr (Lbmol/hr)
Nach dem Anschluß der nachrüstbaren Einheit der vorliegenden Erfindung steigen die Ausbeuten an Propan, i-Butan und n-Butan aus dem eingesetzten Erd­ gasstrom in den NGL Produktstrom auf 94,99%, 99,96% bezie­ hungsweise 99,45%, bis fast zur vollständigen Gewinnung an.
Beispiel 2
Beispiel 2 vergleicht die Ausbeuten von Propan und Butanen aus einem typi­ schen Erdgasstrom aus einer einfachen Erdgasanlage vor und nach dem Anschluß der Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung. Das Beispiel bezieht sich auf die Ausführungsform der Erfindung in Fig. 6, die eine Erdgasaufbereitungsanlage zeigt, die eine NGL Fraktionierungsanlage mit einem Debutanisierer besitzt.
Tabelle 4 faßt die Ergebnisse einer Massenbilanz für das Verfahren nach Fig. 6 zusammen, bevor die Nachrüsteinheit angeschlossen wurde. Die Bezeichnungen der Ströme in der Tabelle 4 beziehen sich auf die in Fig. 6. Die Daten über die Ströme stammen von einer Wärme- und Massenbi­ lanz, die unter Verwendung eines Computer-Verfahrenssimulationsprogrammes berechnet wurden, das weithin verwendet wird, um Verfahrensanlagen zu planen. Ein eingesetzter Erdgasstrom 100 wurde bei 4 413 kPa und 43,3°C (640 psig und 110°F) in eine Gasaufbereitungsanlage mit einem Volumenstrom von 1 195,26 × 103 Nm3/Tag (2 635,12 mol/hr) eingespeist. Der eingesetzte Strom wurde in dem gekühlten Zuführungskühler 102 mit verdampfendem Propan als Kältemittel von -37,2°C (-35°F) auf -34,4°C (-30°F) abgekühlt. Der Stabilisator 112 wird als Deethanisierer betrieben. Die vorhandene Erdgasanlage ohne der Nachrüsteinheit gewinnt nur 57,27% des Propans, 78,25% des i-Butans und 84,00% des n-Butans aus dem eingesetzten Erdgasstrom in den NGL Produktstrom.
Tabelle 4
Gegenwärtiger Betrieb der vorhandenen einfachen Kältanlage Massenflußbilanz kgmol/hr (Lbmol/hr)
Tabelle 5 faßt die Wärme- und Massenbilanzen für die Erdgasanlage zu­ sammen, nachdem die Nachrüsteinheit der vorliegenden Erfindung wie in Fig. 6 dargestellt angeschlossen wurde. Der Volumenstrom des unbeladenen Lö­ sungsmittels im Strom 148 beträgt 63,5 kgmol/hr (140 lbmol/hr). Er kommt aus dem Sumpfstrom des Debutanisierers der NGL Fraktionierungs­ anlage und besteht aus C5+ Alkanen aus dem eingesetzten Erdgasstrom. Der unbeladene Lösungsmittelstrom 168, der in den NGL Absorber 124 eintritt, wird im gekühlten Lösungsmittelkühler 160 auf -28,9°C (-20°F) abgekühlt.
Tabelle 5
Verbesserter Betrieb der nachgerüsteten einfachen Kälteeinheit Massenflußbilanz kgmol/hr (Lbmol/hr)
Nach dem Anschluß der nachrüstbaren Einheit der vorliegenden Erfindung steigen die Ausbeuten an Propan, i-Butan und n-Butan aus dem eingesetzten Erd­ gasstrom in den NGL Produktstrom auf 96,38%, 98,44% bezie­ hungsweise 97,39%, bis fast zur vollständigen Gewinnung an.
Wie in den Fig. 2, 4, 6 und 8 des Verfahrens dieser Erfindung gezeigt, wird die Vorsättigung des Lösungsmittels immer mit den leichten, uner­ wünschten Komponenten aus dem Kopf des Absorbers durchgeführt. Weiter­ hin benötigt das Verfahren dieser Erfindung keine separate Kolonne wie den üblichen Deethanisierer oder Demethanisierer für das beladene Lösungsmittel.
Wenn ein Zweidruckabsorber für das Verfahren dieser Erfindung verwendet wird, werden die Überkopfgase aus dem Niederdruck-Strippbereich verdichtet und entweder direkt oder nach dem Kühlen mit frischen Einlaß-Erdgaseinsatzmaterial in den Sumpf der Absorberkolonne zurückgeführt. In dem Verfahren der vorliegenden Erfindung wird das unbeladene Lösungsmittel, das schwerere, in dem Einsatzmaterial vorhandene Komponenten aufweist, mit den Überkopfgasen aus dem Absorber vorgesättigt, die hauptsächlich unerwünschte leichte Endteile sind, wie z. B. 95% Methan und weniger als 3% Ethan, wenn Ethan das gewünschte Produkt ist, oder 90% Methan, 5% Ethan und weniger als 1% Propan, wenn Propan das gewünschte Produkt und Ethan das unerwünschte Produkt ist.
Durch die Vorsättigung des unbeladenen Lösungsmittels in dem erfindungs­ gemäßen Verfahren mit leichteren unerwünschten Komponenten, die in dem Überkopfstrom der Absorberkolonne vorhanden sind, wird die Absorptions­ leistung des unbeladenen Lösungsmittels für die gewünschte Komponente erheblich verbessert im Vergleich zur Vorsättigung des unbeladenen Lösungs­ mittels mit Gasen, die wesentlich reicher an gewünschten Komponenten sind, wie sie in den Überkopfströmen aus den ROD in gewöhnlichen Absorptions­ anlagen vorkommen. Weiterhin verwendet das Verfahren dieser Erfindung ein Lösungsmittel, welches aus Komponenten von C5+ Alkanen aus dem Einsatz Erdgasstrom besteht.
Es können eine Vielzahl von Modifikationen an der Nachrüsteinheit vor­ gesehen werden, speziell was die Auswahl von Ausrüstung und unkritischen Verfahrensschritten betrifft. Durch die Beschreibung der Erfindung mittels der speziellen Beispiele und Figuren soll das in den folgenden Ansprüchen weitergeführte erfinderische Prinzip nicht eingeschränkt werden.

Claims (26)

1. Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage zur Gewinnung von flüssigen Erdgasen (NGL), die Propan, Butane und Erdgasbenzin aufweisen, aus einem Erd­ gasstrom mit
  • a) einem Kühler zur Abkühlung des zugeführten Erdgasstromes auf unter -17,8°C;
  • b) einem Abscheider zur Aufnahme des abgekühlten Erdgasstro­ mes und zur Bildung eines Überkopf Gasstromes und eines flüssi­ gen Sumpfstromes;
  • c) einem NGL Absorber zur Aufnahme des Überkopf Gasstromes des Abscheiders und zum Inkontaktbringen dieses Überkopf Gasstromes mit einem gekühlten, unbeladenen Lösungsmit­ telstrom, der hauptsächlich aus NGL Komponenten des eingesetz­ ten Erdgasstromes besteht, unter Bildung eines Überkopfstromes des NGL Absorbers und eines flüssigen Sumpfstromes des NGL Absorbers, der unbeladenes Lösungsmittel, Propan, Butane und Komponenten von Erdgasbenzin aufweist;
  • d) einem Stabilisator zur Trennung des Sumpfstromes des Ab­ scheiders in einen Überkopf Gasstrom, der für eine Erdgaspipeline geeignet ist, und einen flüssigen Sumpfstrom, der Propan, Butane und Erdgasbenzin aufweist;
  • e) einer Vorrichtung zur Erzeugung eines unbeladenen Lösungs­ mittelstromes bestehend aus
    • 1. einem Lösungsmittelregenerator zur Trennung des flüs­ sigen Sumpfstromes des NGL Absorbers in einen Über­ kopfstrom und einen flüssigen Sumpfstrom, der Kompo­ nenten von Erdgasbenzin aufweist; und/oder
    • 2. einer Anlage von Destillationskolonnen mit einem De­ butanisierer zur Aufnahme des flüssigen Sumpfstromes des Stabilisators und zur Bildung eines Sumpfstromes, der Pentane und schwere C5+ Alkane aufweist;
  • f) einem Vorsättiger zur Vorsättigung des unbeladenen Lösungs­ mittelstromes mit sämtlichem oder einem Teil des Überkopf Gasstromes des NGL Absorbers; und
  • g) einem Lösungsmittelkühler zur Abkühlung des unbeladenen Lösungsmittels auf unter -17,8°C, der den vorgesättigten, unbela­ denen Lösungsmittelstrom aufnimmt und den gekühlten, unbelade­ nen Lösungsmittelstrom zu dem NGL Absorber fördert.
2. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absorber einen Kolonnenabschnitt aufweist, in den der Überkopfstrom des Abschei­ ders nahe beim Sumpf des Kolonnenabschnitts eintritt und hinaufströmt, und das unbeladene, abgekühlte Lösungsmittel nahe am oberen Ende des Kolonnenabschnitts eintritt und hinunterfließt, so dass die beiden Ströme im Gegenstrom miteinander in Kontakt kommen.
3. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung zur Erzeugung des unbeladenen Lösungsmittelstromes ein Lösungsmittel­ regenerator ist, und der Stabilisator zusätzlich den Überkopfstrom des Lö­ sungsmittelregenerators zur Trennung in einen Überkopfstrom und einen flüssigen Sumpfstrom aufnimmt.
4. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung zur Erzeugung des unbeladenen Lösungsmittelstromes eine Anlage von Destillationskolonnen ist, und der Stabilisator zusätzlich den Sumpfstrom des NGL Absorbers zur Trennung in einen Überkopfstrom und einen flüs­ sigen Sumpfstrom aufnimmt.
5. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absorber den Überkopfstrom des Stabilisators aufnimmt.
6. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisator zusätzlich einen Rektifikationsbereich mit einem Überkopfkondensator aufweist, der einen Rückfluss zur Einleitung in das obere Ende des Rekti­ fikationsbereiches des Stabilisators erzeugt.
7. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisator als Demethanisierer betrieben wird.
8. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisator als Deethanisierer betrieben wird.
9. Anlage nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch weiterhin aufweisend eine Vorsättiger-Abscheidetrommel zur Trennung des abgekühlten, unbelade­ nen Lösungsmittelstromes in einen Überkopfstrom, der für eine Erdgaspi­ peline geeignet ist, und einen Sumpfstrom, der zum NGL Absorber geför­ dert wird.
10. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absorber einen Strippbereich und einen Sumpfaufkocher aufweist, der ein Strippgas zur Einleitung in den Sumpf des Strippbereiches des NGL Absorbers er­ zeugt.
11. Anlage nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absor­ ber eine Zweidruck-Kolonne mit einem Absorptionsbereich höheren Dru­ ckes und einem Strippbereich niedrigeren Druckes aufweist.
12. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage von Destillationskolonnen den flüssigen Sumpfstrom des NGL Absorbers auf nimmt.
13. Anlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung zur Erzeugung eines unbeladenen Lösungsmittelstromes eine Anlage von Destillationskolonnen ist, wobei die Anlage zusätzlich einen Lösungsmit­ telregenerator aufweist zur Trennung des flüssigen Sumpfstroms des NGL Absorbers unter Erzeugung eines Überkopfstromes des Lösungsmittelre­ generators, der Propan, Butane und Komponenten von Erdgasbenzin aus dem zugeführten Gas aufweist, und eines flüssigen Sumpfstromes des Lö­ sungsmittelregenerators, der die Komponenten von Erdgasbenzin aufweist.
14. Anlage nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisator oder die Anlage von Destillationskolonnen den Überkopfstrom des Lö­ sungsmittelregenerators aufnimmt.
15. Anlage nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Vorsättiger den flüssigen Sumpfstrom des Lösungsmittelregenerators und einen Teil des Sumpfstromes des Debutanisierers aufnimmt.
16. Vorrichtung zur Nachrüstung einer vorhandenen Kälte- Erdgasaufbereitungsanlage zur Gewinnung flüssiger Erdgase (NGL), die Propan, Butane und Erdgasbenzin aufweisen, aus einem Erdgasstrom, wo­ bei die vorhandene Kälte-Erdgasaufbereitungsanlage einen Kühler für das zugeführte Erdgas, einen Abscheider und einen Stabilisator aufweist, ge­ kennzeichnet durch
  • a) einen NGL Absorber zur Aufnahme des Überkopf Gasstromes des Abscheiders und zum Inkontaktbringen dieses Überkopf Gasstromes mit einem gekühlten, unbeladenen Lösungsmittelstrom, der hauptsächlich aus NGL Komponenten des eingesetzten Erdgas­ stromes besteht, unter Bildung eines Überkopfstromes des NGL Absorbers und eines flüssigen Sumpfstromes des NGL Absorbers, der unbeladenes Lösungsmittel, Propan, Butane und Komponenten von Erdgasbenzin aufweist;
  • b) einen Vorsättiger zur Vorsättigung des unbeladenen Lösungs­ mittelstromes mit sämtlichem oder einem Teil des Überkopf Gasstromes des NGL Absorbers;
  • c) einen Lösungsmittelkühler zur Abkühlung des unbeladenen Lö­ sungsmittels auf unter -17,8°C, der den vorgesättigten, unbeladenen Lösungsmittelstrom aufnimmt und den gekühlten, unbeladenen Lö­ sungsmittelstrom zu dem NGL Absorber fördert; und
  • d) eine Vorrichtung zur Erzeugung eines unbeladenen Lösungs­ mittelstromes bestehend aus
    • 1. einem Lösungsmittelregenerator zur Trennung des flüs­ sigen Sumpfstromes des NGL Absorbers in einen Über­ kopfstrom und einen flüssigen Sumpfstrom, der Kompo­ nenten von Erdgasbenzin aufweist; und/oder
    • 2. einer Anlage von Destillationskolonnen mit einem De­ butanisierer zur Aufnahme des flüssigen Sumpfstromes des Stabilisators und zur Bildung eines Sumpfstromes, der Pentane und schwere C5+ Alkane aufweist.
17. Vorrichtung nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absorber einen Kolonnenabschnitt aufweist, in den der Überkopfstrom des Abscheiders nahe beim Sumpf des Kolonnenabschnittes eintritt und hin­ aufströmt, und das unbeladene, abgekühlte Lösungsmittel nahe beim obe­ ren Ende des Kolonnenabschnittes eintritt und hinunterfließt, so dass die beiden Ströme im Gegenstrom miteinander in Kontakt kommen.
18. Vorrichtung nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absorber den Überkopf-Gasstrom des Stabilisators aufnimmt.
19. Vorrichtung nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absorber einen Strippbereich und einen Sumpfaufkocher aufweist.
20. Vorrichtung nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass der NGL Absorber eine Zweidruck-Kolonne mit einem Absorptionsbereich höheren Druckes und einem Strippbereich niedrigeren Druckes aufweist.
21. Absorptionsverfahren zur Gewinnung einer gewünschten Komponente, bei der es sich um einen C2+ oder C3+ Kohlenwasserstoff handelt, und aller Komponenten, die schwerer sind als die gewünschte Komponente, aus ei­ nem Erdgasstrom, der Komponenten verschiedenster Flüchtigkeiten bein­ haltet, wobei der eingesetzte Gasstrom in einer Absorptionskolonne im Gegenstrom mit einem unbeladenen Lösungsmittelstrom, der die schwersten der im eingesetzten Gasstrom vorhandenen Komponenten auf weist, in Kontakt gebracht wird, unter Erzeugung eines Überkopfstromes mit leichteren unerwünschten Komponenten, dadurch gekennzeichnet, dass das unbeladene Lösungsmittel mit den unerwünschten, leichteren Komponenten des eingesetzten Gasstromes, die aus dem Überkopfstrom der Absorptionskolonne erhalten werden, vorgesättigt wird.
22. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass die ge­ wünschte Komponente Propan und die unerwünschte Komponente Ethan ist.
23. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass die ge­ wünschte Komponente Ethan und die unerwünschte Komponente Methan ist.
24. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das unbelade­ ne Lösungsmittel C5+ Komponenten aufweist, die im eingesetzten Gas­ strom vorhanden sind.
25. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass die Absorpti­ onskolonne am Sumpf wiederaufgekocht wird.
26. Verfahren nach Anspruch 25, dadurch gekennzeichnet, dass die Absorpti­ onskolonne eine Zweidruck-Kolonne mit einem Absorptionsbereich höhe­ ren Druckes und einem Strippbereich niedrigeren Druckes, der am Sumpf wieder aufgekocht wird, ist.
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