DE602004006266T2 - Verfahren und vorrichtung zur gleichzeitigen produktion eines erdgases zur verflüssigung und einer flüssigen fraktion aus erdgas - Google Patents

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Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur gleichzeitigen Produktion eines Erdgases zur Verflüssigung und einer flüssigen Fraktion aus Erdgas (LGN) ausgehend von einem Ausgangserdgas, das Stickstoff, Methan, Kohlenwasserstoffe C2 bis C5 und schwere Kohlenwasserstoffe C6 + enthält, vom Typ umfassend die folgenden Schritte:
    • (a) das Ausgangserdgas wird vorbehandelt, um ein vorbehandeltes Erdgas zu erhalten;
    • (b) das vorbehandelte Erdgas, das aus Schritt (a) hervorgegangen ist, wird auf eine Temperatur nahe seines Taupunktes abgekühlt;
    • (c) das abgekühlte vorbehandelte Erdgas, das aus Schritt (b) hervorgegangen ist, wird entspannt und das entspannte Erdgas wird in eine Einheit (19) zur Wiederverwertung bzw. Aufbereitung der LGN eingeleitet, die zumindest eine Hauptdestillationskolonne aufweist, derart, dass einerseits im Kopf der Kolonne ein gereinigtes Erdgas und andererseits die LGN-Fraktion produziert wird; und
    • (d) ausgehend von dem gereinigten Erdgas, das aus Schritt (c) hervorgegangen ist, wird das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas gebildet.
  • Das Verfahren der vorliegenden Erfindung findet Anwendung auf Anlagen zur Produktion von Flüssig-Erdgas (als „GNL" bezeichnet) als Haupterzeugnis und einer Fraktion aus Flüssig-Erdgas (als „LGN" bezeichnet) als Nebenerzeugnis ausgehend von einem Erdgas, das aus dem Unterboden gewonnen wird.
  • In der vorliegenden Erfindung sind mit LGN Kohlenwasserstoffe C2 + bis C3 + gemeint, die dem Erdgas entzogen werden können. Diese LGN können beispielsweise Ethan, Propan, Butan und Kohlenwasserstoffe C5 + enthalten.
  • Das nach der LGN-Extraktion produzierte GNL besitzt gegenüber einem GNL, das ohne LGN-Extraktion produziert wurde, einen verminderten Brennwert.
  • Bekannte Anlagen zur Verflüssigung von Erdgas weisen nacheinander eine Einheit zur Produktion eines zur Verflüssigung vorgesehenen Gases, eine Einheit zur eigentlichen Verflüssigung und eine Einheit zur Entstickung des GNL auf. Die Einheit zur Produktion eines Gases zur Verflüssigung umfasst notwendigerweise Mittel zum Entzug von schweren Kohlenwasserstoffen C6 + die bei der Verflüssigung auskristallisieren können.
  • Um gleichzeitig Erdgas zur Verflüssigung und LGN zu produzieren, lässt sich beispielsweise ein Verfahren der oben genannten Art verwenden, wie in der Anmeldung FR -A- 2 817 766 beschrieben.
  • Ein derartiges Verfahren hat einen thermodynamischen Wirkungsgrad, der für die Produktion eines Erdgases bei Umgebungstemperatur und für die LGN-Extraktion optimiert ist.
  • Im weiteren Verlauf ist dieses Verfahren in dem Fall nicht vollkommen zufriedenstellend, wenn das erhaltene Erdgas verflüssigt werden soll. Der zur Verflüssigung des erhaltenen Erdgases notwendige Energieaufwand ist nämlich relativ hoch.
  • Die Hauptaufgabe der Erfindung besteht darin, diesem Nachteil abzuhelfen, d. h. ein Verfahren zur gleichzeitigen Produktion von GNL und einer Fraktion aus LGN bereitzustellen, das wirtschaftlicher und flexibler als die bestehenden Verfahren ist.
  • Zu diesem Zweck betrifft die Erfindung ein Verfahren der oben genannten Art, das dadurch gekennzeichnet ist, dass Schritt (a) folgende Teilschritte umfasst:
    • (a1) das Ausgangserdgas wird auf eine Temperatur nahe seines Taupunkts abgekühlt;
    • (a2) das aus Schritt (a1) hervorgegangene abgekühlte Ausgangserdgas wird in eine Hilfsdestillationskolonne eingeleitet, die im Kopf das vorbehandelte Erdgas produziert, das so gut wie keine Kohlenwasserstoffe C6+ mehr enthält, wobei diese erste Hilfsdestillationskolonne ferner eine Fraktion aus im Wesentlichen schweren Kohlenwasserstoffen C6 + produziert.
  • Das Verfahren gemäß der Erfindung kann ein oder mehrere der folgenden Merkmale aufweisen, die einzeln oder in allen möglichen Kombinationen vorkommen, wobei:
    • – Schritt (d) folgende Teilschritte umfasst:
    • (d1) das aus dem Kopf der Hauptkolonne extrahierte gereinigte Erdgas wird in mindestens einem ersten Kompressor auf einen Verflüssigungsdruck verdichtet;
    • (d2) das verdichtete, gereinigte Erdgas, das aus Schritt (d1) hervorgegangen ist, wird mittels Wärmetausch mit dem gereinigten Erdgas, das aus dem Kopf der Hauptkolonne extrahiert wurde, in einem ersten Wärmetauscher abgekühlt, so dass Erdgas produziert wird, das zur Verflüssigung vorgesehen ist;
    • – Schritt (b) folgende Teilschritte umfasst:
    • (b1) das vorbehandelte Erdgas, das aus Schritt (a) hervorgegangen ist, wird mittels Wärmetausch mit dem gereinigten Erdgas, das aus der zweiten Hauptkolonne extrahiert wurde, in einem zweiten Wärmetauscher abgekühlt;
    • – Schritt (c) folgende Teilschritte umfasst:
    • (c1) das abgekühlte vorbehandelte Erdgas, das aus Schritt (b) hervorgegangen ist, wird in ein Abscheidegefäß eingeleitet, um einen flüssigen Fluss und einen gasförmigen Fluss zu erhalten;
    • (c2) der gasförmige Fluss, der aus Schritt (c1) hervorge gangen ist, wird in einer Turbine (51) entspannt, die mit dem ersten Kompressor verbunden ist;
    • (c3) der aus Schritt (c2) hervorgegangene Fluss wird in die Hauptkolonne auf einer Zwischenebene N3 eingeleitet;
    • (c4) der aus Schritt (c1) hervorgegangene flüssige Fluss wird entspannt, und dieser entspannte flüssige Fluss wird in die Hauptkolonne auf einer Ebene N2 eingeleitet, die unterhalb der Ebene N3 liegt;
    • – in Schritt (d1) das gereinigte Erdgas, das am Ausgang des ersten Kompressors verdichtet wurde, in einem zweiten, von einer externen Energiequelle gespeisten Kompressor verdichtet wird, um den Verflüssigungsdruck zu erreichen;
    • – der Druck der Hauptdestillationskolonne mehr als 35 bar beträgt.
    • – das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas ferner einen Teil des vorbehandelten Erdgases aufweist, der direkt aus Schritt (a) hervorgegangen ist;
    • – das Verfahren mindestens eine Anlaufphase umfasst, in der das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas überwiegend oder vollständig von dem vorbehandelten Erdgas gebildet ist, das direkt aus Schritt (a) hervorgegangen ist, wobei das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas relativ mit Kohlenwasserstoffen C2 bis C5 angereichert ist; und das Verfahren eine weitere Produktionsphase umfasst, in der der Teil des vorbehandelten Erdgases in dem zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgas, der direkt aus Schritt (a) hervorgegangen ist, in Abhängigkeit von dem Gehalt an Kohlenwasserstoffen C2 bis C5 angepasst ist, der in dem zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgas gewünscht wird; und
    • – eine durch die Hilfskolonne produzierte Flüssigkeit entspannt und in die Hauptkolonne eingeleitet wird.
  • Die Erfindung betrifft ferner eine Anlage zur gleichzeitigen Produktion eines Erdgases zur Verflüssigung und einer flüssigen Fraktion aus Erdgas (LGN) ausgehend von einem Ausgangserdgas, das Stickstoff, Methan, Kohlenwasserstoffe C2 bis C5 und schwere Kohlenwasserstoffe C6 + aufweist, vom Typ umfassend:
    • (a) eine Einheit zur Vorbehandlung des Ausgangserdgases, um ein vorbehandeltes Erdgas zu erhalten;
    • (b) Mittel zum Abkühlen des vorbehandelten Erdgases auf eine Temperatur nahe seines Taupunkts;
    • (c) eine Einheit zur Aufbereitung der LGN mit Mitteln zum Entspannen des abgekühlten, vorbehandelten Erdgases und mit mindestens einer Hauptdestillationskolonne, die einerseits am Kolonnenkopf ein gereinigtes Erdgas und andererseits die LGN-Fraktion produziert; und
    • (d) Mittel, um das aus Schritt (c) hervorgegangene, gereinigte Erdgas in eine Rohrleitung für das für die Verflüssigung vorgesehene Erdgas zu leiten;
    das dadurch gekennzeichnet ist, dass die Vorbehandlungseinheit umfasst:
    • (a1) Mittel zum Abkühlen des Ausgangserdgases auf eine Temperatur nahe seines Taupunkts;
    • (a2) eine Hilfsdestillationskolonne für das abgekühlte Ausgangserdgas, die im Kopf das vorbehandelte Erdgas produziert, das so gut wie keine Kohlenwasserstoffe C6 + mehr enthält, wobei diese Hilfsdestillationskolonne ferner eine Fraktion aus im Wesentlichen schweren Kohlenwasserstoffen C6 + produziert.
  • Die Anlage gemäß der Erfindung kann ein oder mehrere der folgenden Merkmale aufweisen, die einzeln oder in allen möglichen Kombinationen vorkommen, wobei:
    • – die Mittel zur Bildung des zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgases umfassen:
    • (d1) Mittel zum Verdichten des aus dem Kopf der Hauptkolonne extrahierten gereinigten Erdgases auf einen Verflüssigungsdruck, die mindestens einen ersten Kompressor umfassen;
    • (d2) einen ersten Wärmetauscher, der das verdichtete, gereinigte Erdgas, das aus den Verdichtungsmitteln hervorgegangen ist, in eine Wärmeaustauschbeziehung mit dem gereinigten Erdgas bringt, das aus dem Kopf der Hauptkolonne extrahiert wurde, wobei das verdichtete, gereinigte Erdgas in diesem ersten Wärmetauscher abgekühlt wird, so dass Erdgas produziert wird, das zur Verflüssigung vorgesehen ist;
    • – die Mittel zum Abkühlen des vorbehandelten Erdgases einen zweiten Wärmetauscher aufweisen, der dieses Gas in eine Wärmetauschbeziehung mit dem gereinigten Erdgas bringt, das aus der Hauptkolonne extrahiert wurde;
    • – die Einheit zur Aufbereitung der LNG umfasst:
    • (c1) ein Abscheidegefäß für das abgekühlte, vorbehandelte Erdgas, das einen flüssigen Fluss und einen gasförmigen Fluss erzeugt;
    • (c2) eine erste Turbine zum Entspannen des gasförmigen Flusses, die mit dem ersten Kompressor verbunden ist;
    • (c3) Mittel zum Einleiten des entspannten gasförmigen Flusses in die Hauptkolonne auf einer Zwischenebene N3;
    • (c4) Mittel zum Entspannen des flüssigen Flusses und Mittel zum Einleiten des entspannten flüssigen Flusses in die Hauptkolonne auf einer Ebene N2, die unterhalb der Ebene N3 liegt;
    • – die Mittel zum Verdichten des gereinigten Erdgases, das aus dem Kopf der Hauptkolonne extrahiert wurde, ferner einen zweiten Kompressor aufweisen, der von einer externen Energiequelle angetrieben ist und dafür vorgesehen ist, den Druck des verdichteten, gereinigten Erdgases auf den Verflüssigungsdruck zu erhöhen; und
    • – die Mittel zur Bildung des gereinigten Erdgases Mittel aufweisen, um selektiv einen einstellbaren Teil des vorbehandelten Erdgases, der direkt aus der Vorbe handlungseinheit hervorgegangen ist, in eine Rohrleitung für das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas einzuleiten.
  • Anschließend wird nun ein Beispiel für die Umsetzung der Erfindung im Hinblick auf die einzige beigefügte Figur beschrieben, in der ein Funktionsschaltbild einer Anlage gemäß der Erfindung dargestellt ist.
  • Die in der Figur dargestellte Anlage bezieht sich auf die gleichzeitige Produktion von GNL 13 als Haupterzeugnis und einer Fraktion aus LGN 15 als Nebenerzeugnis ausgehend von einer Quelle 11 von Ausgangserdgas, das entkarbonisiert, entschwefelt und trocken ist. Diese Anlage umfasst eine Einheit 17 zum Entzug von schweren Kohlenwasserstoffen C6 +, eine Einheit 19 zur Aufbereitung der LGN und eine Einheit 21 zur Verflüssigung.
  • Nachfolgend sind ein flüssiger Fluss und die Rohrleitung, in der dieser fließt, mit demselben Bezugszeichen bezeichnet, und die Drücke werden als absolute Drücke angesehen.
  • Die Einheit 17 zum Entzug der schweren Kohlenwasserstoffe umfasst hintereinander, der Quelle 11 nachgeschaltet, einen ersten, zweiten und dritten Kühler 25, 27, 29 und eine erste Destillationskolonne, oder Hilfsdestillationskolonne 31, die mit einem Kopfkondensator versehen ist. Dieser Kondensator umfasst zwischen dem Kopf der ersten Kolonne 31 und einem Abscheidegefäß 33 einen vierten Kühler 35 einerseits und eine Rückflusspumpe 37 andererseits.
  • Die Einheit 19 zur Aufbereitung der LGN umfasst einen ersten, zweiten und dritten Wärmetauscher 41, 43, 45, ein zweites Abscheidegefäß 47, eine zweite Destillationskolonne, oder Hauptdestillationskolonne 49, eine erste Turbine 51, die mit einem ersten Kompressor 53 verbunden ist, einen zweiten Kompressor 55, der von einer externen Energieversorgungsquelle 56 angetrieben ist, einen fünften Kühler 57 und eine Pumpe 59 zur Extraktion der LGN.
  • Die Einheit 21 zur Verflüssigung des Erdgases umfasst einen vierten und fünften Wärmetauscher 65, 67, die über einen Kühlkreislauf 69 gekühlt werden.
  • Dieser Kreislauf 69 umfasst einen dreistufigen 73A, 73B, 73C Kompressor 73, der mit einem ersten und einem zweiten Zwischenkühler 75A und 75B und einem Ausgangskühler 75C versehen ist, vier in Reihe angeordnete Kühler 77A bis 77D, ein drittes Abscheidegefäß 79 und eine erste und zweite Wasserturbine 81 und 83.
  • Nachfolgend wird nun ein Beispiel für die Umsetzung des Verfahrens gemäß der Erfindung beschrieben.
  • Die anfängliche molare Zusammensetzung des Flusses 101 von entkarbonisiertem, entschwefeltem und trockenem Ausgangserdgas enthält 3,90% Stickstoff, 87,03% Methan, 5,50% Ethan, 2,00% Propan, 0,34% iso-Butan, 0,54% n-Butan, 0,18 % iso-Pentan, 0,15% n-Pentan, 0,31% Kohlenwasserstoffe C6, 0,03% Kohlenwasserstoffe C7 et 0,02% Kohlenwasserstoffe C8.
  • Dieses Gas 101 wird anschließend in dem ersten, zweiten und dritten Kühler 25, 27, 29 abgekühlt, um das abgekühlte Ausgangserdgas 103 zu bilden. Dieses Gas 103 wird anschließend in die Destillationskolonne 31 eingeleitet.
  • Diese Kolonne 31 erzeugt am Fuß eine Fraktion 105 schwerer Kohlenwasserstoffe C6 +. Diese Fraktion 105 wird in einem Druckminderventil 106 entspannt, um einen entspannten Fluss 107 schwerer Kohlenwasserstoffe zu erzeugen, der in die zweite Destillationskolonne 49 auf einer unteren Ebene N1 eingeleitet wird.
  • Außerdem erzeugt die erste Kolonne 31 im Kopf einen Fluss 109 von vorbehandeltem Gas. Dieser Fluss 109 wird in dem vierten Kühler 35 abgekühlt und teilweise kondensiert, anschließend in das erste Abscheidegefäß 33 eingeleitet, in dem die Abscheidung zwischen einer gasförmigen Phase, die das vorbehandelte Erdgas 111 bildet, und einer flüssigen Phase, die eine Rückflussflüssigkeit 112 bildet, erfolgt, wobei diese letzte durch die Rückflusspumpe 37 in die Reinigungskolonne zurückgeleitet wird.
  • Die molare Zusammensetzung des Flusses von vorbehandeltem Gas 111 enthält 3,9783% Stickstoff, 88,2036% Methan, 5,3622% Ethan, 1,7550% Propan, 0,2488% iso-Butan, 0,3465% n-Butan, 0,0616% iso-Pentan, 0,0384% n-Pentan, 0,0057% Kohlenwasserstoffe C6.
  • Diesem Fluss 111 sind die Kohlenwasserstoffe C6 + im Wesentlichen entzogen.
  • Der Fluss von vorbehandeltem Erdgas 111 wird dann in einen Strom zur Versorgung 113 der Einheit 19 zur Aufbereitung von LNG und in einen Strom 115 zur Versorgung der Einheit 21 zur Gasverflüssigung aufgeteilt. Die Aufteilung zwischen diesen beiden Strömen wird durch die Steuerung von zwei Regelventilen 114 bzw. 116 gewählt.
  • Der in die Einheit 19 zur Aufbereitung eingeleitete Strom 113 wird in dem zweiten Wärmetauscher 43 abgekühlt, um einen Zweiphasenfluss 117 von abgekühltem, vorbehandeltem Erdgas zu ergeben. Dieser Fluss 117 wird in ein zweites Abscheidegefäß 47 eingeleitet, das einen dampfförmigen Fluss 119 und einen flüssigen Fluss 121 erzeugt. Der flüssige Fluss 121 wird in einem Druckminderventil 123 entspannt und anschließend in die Kolonne 49 auf einer Ebene N2 eingeleitet, die oberhalb der Ebene N1 liegt.
  • Der dampfförmige Fluss 119 wird in eine größere Fraktion 125 und eine kleinere Fraktion 127 getrennt.
  • Die größere Fraktion 125 wird in der Turbine 51 entspannt, um eine entspannte Hauptfraktion 129 zu ergeben, die in die Kolonne 49 auf einer Ebene N3 eingeleitet wird, die oberhalb der Ebene N2 liegt.
  • Die kleinere Fraktion 127 wird in dem dritten Wärmetauscher 45, abgekühlt, in einem Druckminderventil 131 entspannt und dann in die Destillationskolonne 49 auf einer oberen Ebene N4 eingeleitet. Die Ebene N4 liegt oberhalb der Ebene N3.
  • Die Kolonne 49 ist ferner mit einem Zwischenerhitzer 141 versehen. Ein Erhitzerstrom 143 wird aus dieser Kolonne auf einer Ebene N1a extrahiert, die unterhalb von N2 und oberhalb von N1 liegt. Dieser Strom wird in dem zweiten Wärmetauscher 43 erhitzt und in die zweite Kolonne 49 auf einer Ebene N1b eingeleitet, die zwischen der Ebene N1a und der Ebene N1 liegt.
  • Die Fraktion 15 aus LGN wird aus dem Kessel der Destillationskolonne 49 über die Pumpe 59 extrahiert. Ein Kesselerhitzer 145 ist ferner in der Kolonne 49 montiert, um das molare Verhältnis der Kohlenwasserstoffe C1 relativ zu den Kohlenwasserstoffen C2 der Fraktion aus LGN 15 anzupassen. Dieses Verhältnis ist vorzugsweise kleiner als 0,02.
  • Auf diese Weise enthält die Fraktion aus LGN 15 0,3688% Methan, 36,8810% Ethan, 33,8344% Propan, 6,1957% iso-Butan, 9,9267% n-Butan, 3,3354% iso-Pentan, 2,7808% n-Pentan, 5,7498% Kohlenwasserstoffe C6, 0,5564% Kohlenwasserstoffe C7, 0,3710% Kohlenwasserstoffe C8.
  • Die Extraktionsanteile an Ethan, Propan und Kohlenwasserstoffen C4 + betragen 36,15%, 91,21% bzw. 99,3%. Durch das erfindungsgemäße Verfahren beträgt der Aufbereitungsanteil an Ethan mehr als 30%. Der Aufbereitungsanteil an Propan beträgt mehr als 80% und vorzugsweise mehr als 90%. Der Aufbereitungsanteil an Kohlenwasserstoffen C4 + beträgt mehr als 90% und vorzugsweise mehr als 95%.
  • Ein Fluss 151 von gereinigtem Erdgas wird im Kopf der Kolonne 49 extrahiert. Dieser Fluss 151 wird nacheinander in dem Wärmetauscher 45, in dem Wärmetauscher 43 und dann in dem Wärmetauscher 41 erhitzt.
  • Es lässt sich feststellen, dass keine externe Kältequelle für den Betrieb der Einheit 19 zur Aufbereitung der LNG notwendig ist.
  • Der aus dem Tauscher 41 hervorgegangene, erhitzte gasförmige Fluss 153 wird nun nacheinander in dem ersten Kompressor 51 und dann in dem zweiten Kompressor 55 auf den Verflüssigungsdruck komprimiert, um einen gasförmigen Fluss 155 zu erzeugen.
  • Dieser Fluss 155 wird in dem fünften Kühler 57 und dann in dem ersten Wärmetauscher 41 abgekühlt, um einen Fluss 157 von abgekühltem, gereinigten Gas zu ergeben. Der Fluss 157 wird mit dem Strom zur Versorgung 115 der Einheit zur Gasverflüssigung vermischt, der aus der Einheit 17 zum Entzug der schweren Kohlenwasserstoffe C6 + extrahiert wurde. Der Fluss 157 und der Strom 115 haben Temperaturen und Drücke, die im Wesentlichen gleich sind und den Fluss 161 von Erdgas zur Verflüssigung bilden.
  • Die molare Zusammensetzung dieses Flusses 161 von Erdgas zur Verflüssigung enthält 4,1221% Stickstoff, 91,9686% Methan, 3,7118% Ethan, 0,1858% Propan, 0,0063% iso-Butan, 0,0051% n-Butan und 0,0003% Kohlenwasserstoffe C5 +.
  • Der Fluss 161 von Erdgas zur Verflüssigung wird dann nacheinander in dem vierten und fünften Wärmetauscher 65, 67 abgekühlt, um den Fluss von GNL 13 zu erzeugen. Dieser Fluss von GNL 13 wird anschließend in einer Einheit 165 einer Entstickung unterzogen.
  • Die Abkühlung in dem vierten und fünften Wärmetaucher 65, 67 wird durch einen Fluss 201 aus Kühlmischung bewirkt. Dieser Fluss 201, der in dem vierten Kühler 77D teilweise verflüssigt wurde, wird in das Abscheidegefäß 71 eingeleitet und in eine dampfförmige Phase 201 und eine flüssige Phase 203 getrennt.
  • Der Fluss 201 und die flüssige Phase 203 und dampfförmige Phase 205 haben folgende molaren Zusammensetzungen:
    Fluss 201 (%) Fluss 203 (%) Fluss 205 (%)
    N2 4,0 10,18 1,94
    C1 42,4 67,90 33,90
    C2 42,6 20,18 50,07
    C3 11,0 1,74 14,09
  • Die dampfförmige Phase 203 wird in dem Wärmetauscher 65 verflüssigt, um einen flüssigen Fluss zu ergeben, der anschließend in dem fünften Wärmetauscher 67 unterkühlt wird, um einen unterkühlten flüssigen Fluss 207 zu ergeben.
  • Dieser unterkühlte flüssige Fluss 207 wird in der ersten Wasserturbine 81 und dann in einem Druckminderventil 208 entspannt, um einen ersten Kühlfluss 209 zu ergeben. Dieser Fluss 209 verdampft in dem Wärmetauscher 67 und ermöglicht die Verflüssigung des Gases 161.
  • Die flüssige Phase 205 wird in dem Tauscher 65 unterkühlt, um einen unterkühlten Fluss zu ergeben, der seinerseits in der zweiten Wasserturbine 83 und anschließend in einem Druckminderventil 210 entspannt wird, um einen zweiten Kühlfluss 211 zu ergeben. Diese Flüsse 209 und 211 werden vermischt, um einen kombinierten Fluss 213 zu ergeben, der in dem Tauscher 65 verdampft wird. Diese Verdampfung kühlt den Fluss 161 ab und kondensiert die dampfförmige Phase 203 des Kühlmischungs-Flusses 201. Der Mischungsfluss 213 wird dann in dem Kompressor 77 komprimiert, dessen Merkmale in der untenstehenden Tabelle angegeben sind, um einen komprimierten Mischungsfluss 215 zu erhalten.
    Kompressor 73A 73B 73C
    Ansaugtemperatur (C°) –37,44 34 34
    Stauchtemperatur (C°) 67,25 68,70 68,15
    Ansaugdruck (Bar) 3,65 18,30 29,70
    Stauchdruck (Bar) 18,70 30,00 47,61
    Polytropischer Wirkungsgrad(%) 82 82 82
    Leistung (kW) 74109 24396 21882
  • Der komprimierte Mischungsfluss 215 wird anschließend in den vier in Reihe angeordneten Kühlern 81 abgekühlt, um den Fluss 201 zu bilden.
  • Der erste, zweite, dritte und vierte Kühler 25, 27, 29, 35 zur Abkühlung des Ausgangserdgases einerseits und die vier Kühler 77A bis 77D zur Abkühlung des Mischungsflusses 201 andererseits verwenden denselben (nicht dargestellten) Propan-Kühlkreislauf. Dieser Kreislauf umfasst die vier folgenden Verdampfungsstufen: 6,7°C und 7,92 Bar, 0°C und 4,76 Bar, –20°C und 2,44 Bar, –36°C und 1,30 Bar.
  • In der untenstehenden Tabelle ist beispielhaft eine Gestaltung der Temperaturen, Drücke und Durchsatzmengen der Anlage bei der in der Figur veranschaulichten Wirkungsweise angegeben.
  • Fluss Temperatur (%) Druck (Bar) Durchsatz (kg/h)
    13 –148 58,9 809567
    15 78 43,2 123436
    101 23 62,0 933003
    103 –18 61,1 933003
    105 –18 61,1 49888
    107 –23 39,8 49888
    111 –34 60,8 883115
    113 –34 60,8 883115
    115 – – 0
    117 –47 60,1 883115
    123 –59 39,8 36469
    129 –66 39,8 675718
    131 –86 39,8 178092
    143 –48 39,6 124894
    151 –76 39,5 809567
    153 32 38,8 809567
    155 74 61,5 809567
    157 –34,6 60,1 809567
    161 –34,6 60,1 809567
    201 –34 46,1 1510738
    207 –148 44,9 303816
    209 –154 4,2 303816
    211 –130 4,1 1206922
    213 –128 4,1 1510738
    215 34 47,6 1510738
  • Wie in diesem Beispiel veranschaulicht, beträgt der Druck der Destillationskolonne 31 vorzugsweise zwischen 45 und 65 Bar. Der Druck in der zweiten Kolonne ist vorzugsweise höher als 35 Bar.
  • Auf diese Weise lässt sich die Wirkungsweise jeder einzelnen Kolonne optimieren, um einerseits die Extraktion von Kohlenwasserstoffen C6 + aus der Kolonne 31 und andererseits die Extraktion von Ethan und Propan aus der Kolonne 49 zu begünstigen.
  • Ferner werden der Fluss von gereinigtem Gas 157 und der Strom zur Versorgung der Einheit zur Gasverflüssigung 115 bei einem Druck von mehr als 55 Bar erzeugt.
  • Mit diesem Verfahren lässt sich somit ein Energiegewinn erzielen, wie in der untenstehenden Tabelle veranschaulicht, in der die Leistungen, die in einer Referenzanlage ohne Hilfskolonne 31 und in einer erfindungsgemäßen Anlage verbraucht werden, einander gegenübergestellt sind.
  • Insbesondere wird in der Referenzanlage der Fluss von Ausgangserdgas 101 direkt in die Einheit 19 zur Extraktion von LNG eingeleitet, und die Kühler 25, 27, 29 und 35, die den Propankreislauf verwenden, dienen auch dazu, vorab den gasförmigen Fluss bei Verflüssigungsdruck 155 abzukühlen, während bei der erfindungsgemäßen Anlage der Tauscher 41 dazu verwendet wird, um diese Vor-Abkühlung zu bewirken.
    Referenzverfahren Erfindungsgemäßes Verfahren
    Kompressor 73 mit Mischkühler (kW) 119460 120387
    Kompressor mit Kühlpropan (nicht dargestellt) (kW) 69700 72174
    Kompressor 55 mit vorbehandeltem Gas (kW) 20650 14964
    Summe (kW) 209810 207525
  • Auf diese Weise lässt sich mit der Anlage gemäß der Erfindung gleichzeitig GNL 13 und eine Fraktion aus LGN 15 erzeugen, bei einer Einsparung von 2285 kW gegenüber der Referenzanlage.
  • Ferner wird beim Anlaufen der Anlage gemäß der Erfindung der gesamte Fluss von vorbehandelten Erdgas 111, der aus der Einheit 17 zum Entzug von schweren Kohlenwasserstoffen austritt, durch den Versorgungsstrom 115 direkt in Richtung der Einheit zur Verflüssigung 21 geleitet. Das produzierte GNL besitzt somit einen relativ hohen Brennwert. Die Einheit 19 zur Aufbereitung der LGN wird dann schrittweise in Gang gesetzt, ohne dass dies die Produktivität der Einheit zur Verflüssigung 21 beeinträchtigt. Der Brennwert des erzeugten GNL wird dann über die jeweiligen Durchsatzmengen der Ströme zur Versorgung 113 der Einheit zur Aufbereitung von LNG und 115 der Einheit zur Gasverflüssigung angepasst.
  • Ebenso wird bei einem Störfall in der Einheit 19 zur Aufbereitung von LNG der gesamte Fluss von vorbehandeltem Erdgas 111, der aus der Einheit zum Entzug von schweren Kohlenwasserstoffen 18 austritt, über den Versorgungsstrom 115 direkt in Richtung der Einheit zur Verflüssigung 21 geleitet.
  • Alternativ kann die Einheit zur Aufbereitung von LNG eine dritte Destillationskolonne aufweisen, die stromabwärts zu der zweiten Destillationskolonne angeordnet ist und die bei einem niedrigeren Druck oder höheren Druck als die der zweiten Kolonne betrieben wird. Mit dieser dritten Kolonne lassen sich die LGN mit einem besonderen Bestandteil, wie Propan, anreichern. Ein Beispiel für eine derartige Einheit ist in EP-A-0 535 752 beschrieben.
  • Dank der soeben beschriebenen Erfindung ist es möglich, eine Anlage bereitzustellen, die auf wirtschaftliche und flexible Weise gleichzeitig GNL und LGN produziert, wobei sich hohe Extraktionsanteile bei den Kohlenwasserstoffen C2 bis C5 ergeben. Der Energieverbrauch wird überraschenderweise erheblich reduziert, indem stromaufwärts zu der Einheit zur Aufbereitung der LNG eine Hilfsdestillationskolonne angeordnet wird und indem in diese Einheit die Kopffraktion dieser Kolonne eingeleitet wird.
  • Die Produktivität einer derartigen Anlage erhöht sich noch dank der Möglichkeit, insbesondere in der Anlaufphase der Anlage oder im Falle einer Störung in der Einheit zur Aufbereitung von LNG mindestens einen Teil dieser Kopffraktion direkt in Richtung der Einheit zur Verflüssigung zu leiten.
  • Diese Anlage ermöglicht ferner die Produktion von GNL, deren Brennwert sich anpassen lässt.

Claims (13)

  1. Verfahren zur gleichzeitigen Produktion eines Erdgases (161) zur Verflüssigung und einer flüssigen Fraktion (15) aus Erdgas LGN) ausgehend von einem Ausgangserdgas (101), das Stickstoff, Methan, Kohlenwasserstoffe C2 bis C5 und schwere Kohlenwasserstoffe C6 + aufweist, vom Typ umfassend folgende Schritte: (a) das Ausgangserdgas (101) wird vorbehandelt, um ein vorbehandeltes Erdgas (111) zu erhalten; (b) das vorbehandelte Erdgas (111), das aus Schritt (a) hervorgegangen ist, wird auf eine Temperatur nahe seines Taupunktes abgekühlt; (c) das abgekühlte vorbehandelte Erdgas (117), das aus Schritt (b) hervorgegangen ist, wird entspannt und das entspannte Erdgas (121, 127, 129) wird in eine Einheit (19) zur Wiederverwertung der LGN eingeleitet, die zumindest eine Hauptdestillationskolonne (49) aufweist, derart, dass einerseits am Kolonnenkopf ein gereinigtes Erdgas (151) und andererseits die LGN-Fraktion (15) produziert wird; und (d) ausgehend von dem gereinigten Erdgas (151), das aus Schritt (c) hervorgegangen ist, das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas (161) gebildet wird; dadurch gekennzeichnet, dass Schritt (a) folgende Teilschritte umfasst: (a1) das Ausgangserdgas (101) wird auf eine Temperatur nahe seines Taupunkts abgekühlt; (a2) das abgekühlte Ausgangserdgas (103), das aus Schritt (a1) hervorgegangen ist, wird in eine Hilfsdestillationskolonne (31) eingeleitet, die mit einem Kopfkondensator (32) versehen ist, der einen Rückfluss erzeugt, wobei die Hilfsdestillationskolonne (31) bei einem Druck zwischen 45 und 65 bar arbeitet und am Kopf das vorbehandelte Erdgas (111) produziert, wobei dieses vorbehandelte Erdgas (111) praktisch keine Kohlenwasserstoffe C6 + mehr enthält, wobei die Hilfsdestillationskolonne (31) außerdem eine Fraktion (105) schwerer Kohlenwasserstoffe im wesentlichen C6 + produziert; dass Schritt (c) folgende Teilschritte umfasst: (c1) das abgekühlte vorbehandelte Erdgas (117), das aus Schritt (b) hervorgegangen ist, wird in ein Abscheidegefäß (47) eingeleitet, um einen flüssigen Fluss (121) und einen gasförmigen Fluss (125) zu erhalten; (c2) der gasförmige Fluss (125), der aus Schritt (c1) hervorgegangen ist, wird in einer Turbine (51) entspannt, die mit einem ersten Kompressor (53) verbunden ist; (c3) der aus Schritt (c2) hervorgegangene Fluss (129) wird in die Hauptkolonne auf einer Zwischenebene N3 eingeleitet; (c4) der aus Schritt (c1) hervorgegangene flüssige Fluss (121) wird entspannt, und dieser entspannte flüssige Fluss (121) wird in die Hauptkolonne auf einer Ebene N2 eingeleitet, die unterhalb der Ebene N3 liegt; und dass das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas (161) ferner einen Teil (115) des vorbehandelten Erdgases (111) aufweist, das direkt aus Schritt (a) hervorgegangen ist.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass Schritt (d) folgende Teilschritte umfasst: (d1) das aus dem Kopf der Hauptkolonne (49) extrahierte gereinigte Erdgas (151) wird in mindestens einem ersten Kompressor (53) auf einen Verflüssigungsdruck verdichtet; (d2) das verdichtete, gereinigte Erdgas (155), das aus Schritt (d1) hervorgegangen ist, wird mittels Wärmetausch mit dem gereinigten Erdgas (151), das aus dem Kopf der Hauptko lonne (49) extrahiert wurde, in einem ersten Wärmetauscher (41) abgekühlt, so dass Erdgas (161) produziert wird, das zur Verflüssigung vorgehen ist.
  3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass Schritt (b) folgende Teilschritte umfasst: (b1) das vorbehandelte Erdgas (113), das aus Schritt (a) hervorgegangen ist, wird mittels Wärmetausch mit dem gereinigten Erdgas (151), das aus der zweiten Hauptkolonne (49) extrahiert wurde, in einem zweiten Wärmetauscher (43) abgekühlt.
  4. Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass in Schritt (d1) das gereinigte Erdgas (153), das am Ausgang des ersten Kompressors (53) verdichtet wurde, in einem zweiten, von einer externen Energiequelle (56) gespeisten Kompressor (55) verdichtet wird, um den Verflüssigungsdruck zu erreichen.
  5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Druck der Hauptdestillationskolonne (49) mehr als 35 bar beträgt.
  6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass es mindestens eine Anlaufphase umfasst, in der das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas (161) überwiegend oder vollständig von dem vorbehandelten Erdgas (111) gebildet ist, das direkt aus Schritt (a) hervorgegangen ist, wobei das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas (161) relativ mit Kohlenwasserstoffen C2 bis C5 angereichert ist, und dass das Verfahren eine weitere Produktionsphase umfasst, in der der Teil (115) des vorbehandelten Erdgases (111) in dem zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgas (161), der direkt aus Schritt (a) hervorgegangen ist, in Abhängigkeit von dem Gehalt an Kohlenwasserstoffen C2 bis C5 angepasst ist, der in dem zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgas (161) gewünscht wird.
  7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine durch die Hilfskolonne (31) produzierte Flüssigkeit (105) entspannt und in die Hauptkolonne (49) eingeleitet wird.
  8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Hilfsdestillationskolonne (31) derart angepasst ist, dass im wesentlichen 98% der Gramm-Moleküle der im Ausgangserdgas (101) vorhandenen Kohlenwasserstoffe C6 + extrahiert werden.
  9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Molgehalt an Kohlenwasserstoffen C6 + in dem vorbehandelten Erdgas (111) im Wesentlichen gleich 57 ppm ist.
  10. Anlage zur gleichzeitigen Produktion eines Erdgases (161) zur Verflüssigung und einer flüssigen Fraktion (15) aus Erdgas (LGN) ausgehend von einem Ausgangserdgas (101), das Stickstoff, Methan, Kohlenwasserstoffe C2 bis C5 und schwere Kohlenwasserstoffe C6 + aufweist, vom Typ umfassend: (a) eine Einheit (17) zur Vorbehandlung des Ausgangserdgas (11), um ein vorbehandeltes Erdgas (111) zu erhalten; (b) Mittel (43) zum Abkühlen des vorbehandelten Erdgases (111) auf eine Temperatur nahe seines Taupunkts; (c) eine Einheit (19) zur Wiederverwertung der LGN, umfassend Mittel (51, 123, 131) zum Entspannen des abgekühlten, vorbehandelten Erdgases (117) und umfassend mindestens eine Hauptdestillationskolonne (49), die einerseits am Kolonnenkopf ein gereinigtes Erdgas (151) und andererseits die LGN-Fraktion (15) produziert; und (d) Mittel (53, 55, 41) zur Bildung des zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgases ausgehend von dem gereinigten Erdgas (151), das aus Schritt (c) hervorgegangen ist; dadurch gekennzeichnet, dass die Vorbehandlungseinheit (17) umfasst: (a1) Mittel (25, 27, 29) zum Abkühlen des Ausgangserdgases (101) auf eine Temperatur nahe seines Taupunkts; (a2) eine Hilfsdestillationskolonne (31) des abgekühlten Ausgangserdgases (103), die mit einem Kopfkondensator (32) versehen ist, der einen Rückfluss erzeugt, wobei die Hilfsdestillationskolonne (31) bei einem Druck zwischen 45 und 65 bar arbeitet und am Kopf das vorbehandelte Erdgas (111) produziert, welches praktisch keine Kohlenwasserstoffe C6 + mehr enthält, wobei die Hilfsdestillationskolonne (31) außerdem eine Fraktion (105) schwerer Kohlenwasserstoffe im wesentlichen C6 + produziert; dass die Einheit (19) zur Wiederverwertung der LNG umfasst: (c1) ein Abscheidegefäß (47) für das abgekühlte, vorbehandelte Erdgas (117), das einen flüssigen Fluss (121) und einen gasförmigen Fluss (119) erzeugt; (c2) eine erste Turbine (51) zum Entspannen des gasförmigen Flusses, die mit einem ersten Kompressor (53) verbunden ist; (c3) Mittel zum Einleiten des entspannten gasförmigen Flusses (129) in die Hauptkolonne auf einer Zwischenebene N3; (c4) Mittel zum Entspannen (123) des flüssigen Flusses (121) und Mittel zum Einleiten des entspannten flüssigen Flusses in die Hauptkolonne (49) auf einer Ebene N2, die unterhalb der Ebene N3 liegt; und dass die Mittel zur Bildung des zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgases (161) Mittel aufweisen, um selektiv einen einstellbaren Teil (115) des vorbehandelten Erdgases (111), der direkt aus der Vorbehandlungseinheit (17) hervorgegangen ist, in eine Rohrleitung für das zur Verflüssigung vorgesehene Erdgas (161) einzuleiten.
  11. Anlage nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel zur Bildung (53, 55, 41) des zur Verflüssigung vorgesehenen Erdgases (161) umfassen: (d1) Mittel (53, 55) zum Verdichten des aus dem Kopf der Hauptkolonne (49) extrahierten gereinigten Erdgases (151) auf einen Verflüssigungsdruck, die mindestens einen ersten Kompressor (53) umfassen; (d2) einen ersten Wärmetauscher (41) der das verdichtete, gereinigte Erdgas (155), das aus den Verdichtungsmitteln (53, 55) hervorgegangen ist, in eine Wärmeaustauschbeziehung mit dem gereinigten Erdgas (151) bringt, das aus dem Kopf der Hauptkolonne (49) extrahiert wurde, wobei das verdichtete, gereinigte Erdgas (155) in diesem ersten Wärmetauscher (41) abgekühlt wird, so dass Erdgas produziert wird, das zur Verflüssigung (161) vorgesehen ist.
  12. Anlage nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel zum Abkühlen (43) des vorbehandelten Erdgases (111) einen zweiten Wärmetauscher (43) aufweisen, der dieses Gas (111) in eine Wärme tauschbeziehung mit dem gereinigten Erdgas (151) bringt, das aus der Hauptkolonne (49) extrahiert wurde.
  13. Anlage nach Anspruch 11 oder 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Mittel zum Verdichten (53, 55) des gereinigten Erdgases (151), das aus dem Kopf der Hauptkolonne (49) extrahiert wurde, ferner einen zweiten Kompressor (55) aufweisen, der von einer externen Energiequelle angetrieben ist und dafür vorgesehen ist, den Druck des verdichteten, gereinigten Erdgases (155) auf den Verflüssigungsdruck zu erhöhen.
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