DE60219143T2

DE60219143T2 - Methode und vorrichtung zum transport von gekühltem erdgas

Info

Publication number: DE60219143T2
Application number: DE60219143T
Authority: DE
Inventors: Glen F. Perry
Original assignee: Zedgas Inc
Current assignee: Zedgas Inc
Priority date: 2001-02-05
Filing date: 2002-02-04
Publication date: 2008-01-24
Anticipated expiration: 2022-02-05
Also published as: CA2339859A1; ES2283536T3; PT1364153E; RU2296266C2; US7137260B2; ATE358256T1; EP1364153B1; CY1106655T1; AU2002231519B2; US20060207264A1; US7418822B2; US20040123606A1; RU2003127058A; CN1494644A; CN1242185C; DE60219143D1; AU2002231519B9; EP1364153A1; AU2002231519B8; WO2002063205A1

Description

GEBIET DER ERFINDUNG
Diese Erfindung betrifft den Transport von Erdgas in Druckbehältern bei einer gewissen Kühlung und befasst sich mit der vorteilhaften Erhöhung der Gasdichte in Druck- und Temperaturbereichen, die relativ kostengünstigen Behälter- und Vehikelkonfigurationen unter Verwendung von vergleichsweise herkömmlichen Materialien und ohne die Notwendigkeit einer übermäßigen Kühlung oder Komprimierung beim Beladen oder auf dem Transportweg zugänglich sind. Die Erfindung ist sowohl bei Transportsystemen für gekühltes Erdgas an Bord eines Schiffes als auch bei solchen für andere Fahrzeuge nützlich. Die Erfindung befasst sich nicht mit gekühlten und unter Druck stehenden Erdgaspipelines.
HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Wie wohlbekannt ist, umfasst die Definition von Erdgas eine sehr große Bandbreite von Gaszusammensetzungen. Methan ist der größte Bestandteil von hergestelltem Erdgas und umfasst üblicherweise mindestens 80 Volumenprozent von dem, was als marktfähiges Erdgas bekannt ist. Andere Bestandteile umfassen in abnehmenden Volumenprozentanteilen Ethan (3%–10%), Propan (0,5%–3%), Butan und C4-Isomere (0,3%–2%), Pentan und C5-Isomere (0,2%–1%) und Hexan und alle C6+-Isomere (weniger als 1%). Auch Stickstoff und Kohlendioxid werden üblicherweise in Erdgas in Mengen von 0,1 bis 10% gefunden.
Einige Gasfelder weisen einen Kohlendioxidgehalt von bis zu 30% auf. Isobutan und Isopentan sind übliche Isomere, die in Erdgas gefunden werden. Ungesättigte Kohlenwasserstoffe wie Ethylen und Propylen werden in Erdgas nicht gefunden. Andere Verunreinigungen umfassen Wasser und Schwefelverbindungen, aber diese müssen vor dem Verkauf des marktfähigen Erdgases und unabhängig von dem Transportsystem, das verwendet wird, um das hergestellte Gas vom Bohrloch zum Markt zu befördern, typischerweise auf sehr geringe Konzentrationen eingestellt werden.
In den US-Patenten 3,232,725 (1963) und 3,298,805 (1965) beschreiben Secord und Clarke die Nutzen der Lagerung von Gas bei Temperatur- und Druckbedingungen, die auftreten, wenn das Gas in der Form eines dichten einphasigen Flüssigzustandes und bei Druckwerten vorliegt, die gerade über dem Phasenübergangsdruck liegen. Dieser Zustand ist in dem allgemeinen Phasendiagramm (das aus dem Patent 3,232,725 übernommen wurde) gezeigt, das hier als 12 beigefügt ist, und ist in dem Diagramm als innerhalb der gepunkteten Linien liegend gezeigt.
Die Beziehung zwischen Druck, Volumen und Temperatur eines Gases kann durch die ideale Gasgleichung ausgedrückt werden, die als PV = nRT angegeben wird, wobei unter Verwendung von englischen Einheiten gilt:

P: = Druck des Gases in Pfund pro Quadratinch absolut (psia)
V: = Volumen des Gases in Kubikfüßen (CF)
n: = Stoffmenge des Gases in Mol
R: = die allgemeine Gaskonstante
T: = Temperatur des Gases in °Rankine (°Fahrenheit + 460)

P: = Druck des Gases in Gramm pro Quadratzentimeter absolut (g/cm² a)
V: = Volumen des Gases in Kubikzentimetern (cm³)
n: = Stoffmenge des Gases in Mol
R: = die allgemeine Gaskonstante
T: = Temperatur des Gases in °Kelvin (°Celsius plus 273,15)

Bei der Anwendung auf Kohlenwasserstoffgase unter Druck muss die ideale Gasgleichung wegen der intermolekularen Kräfte und der Molekülform modifiziert werden. Um dies zu korrigieren, muss ein hinzugefügter Term, der Kompressibilitätsfaktor z, zur idealen Gasgleichung hinzugefügt werden, so dass PV = znRT. Dieses z ist ein Faktor ohne Einheiten, der die Kompressibilität des speziellen gemessenen Gases bei den gegebenen Temperatur- und Druckbedingungen wiedergibt.
Bei oder nahe dem atmosphärischen Druck liegt der z-Faktor ausreichend nahe bei 1,0, so dass er bei den meisten Gasen ignoriert werden kann, und die ideale Gasgleichung kann ohne den hinzugefügten z-Term verwendet werden.
Wenn die Druckwerte jedoch mehrere hundert psia (MPa) überschreiten, kann der z-Term deutlich geringer als 1,0 sein, so dass er berücksichtigt werden muss, damit die ideale Gasgleichung korrekte Ergebnisse liefert.
Gemäß dem Van der Waal'schen Theorem hängt die Abweichung eines Erdgases von der idealen Gasgleichung davon ab, wie weit das Gas von seiner kritischen Temperatur und seinem kritischen Druck entfernt ist. Somit sind die Terme Tr und Pr (bekannt als reduzierte Temperatur bzw. als reduzierter Druck) derart definiert, dass Tr = T/Tc wobei

T: = die Temperatur des Gases in °K (°R)
Tc: = die kritische Temperatur des Gases in °K (°R)
P: = der Druck des Gases in MPa (psia)
PC: = der kritische Druck des Gases in MPa (psia)

Die kritischen Drücke und die kritischen Temperaturen reiner Gase wurden berechnet und stehen in den meisten Handbüchern. Wenn ein Gasgemisch bekannter Zusammensetzung verfügbar ist, können für das Gemisch eine „pseudokritische Temperatur" und ein „pseudokritischer Druck" unter Verwendung der Durchschnittswerte der kritischen Temperaturen und der kritischen Druckwerte der reinen Gase in dem Gemisch erhalten werden, die gemäß den Molprozentanteilen von jedem vorhandenen reinen Gas gewichtet sind. Die pseudoreduzierte Temperatur und der pseudoreduzierte Druck können dann unter Verwendung der pseudokritischen Temperatur bzw. des pseudokritischen Druckes berechnet werden.
Wenn eine pseudoreduzierte Temperatur und ein pseudoreduzierter Druck erst einmal bekannt sind, kann der z-Faktor unter Verwendung von Standardübersichten ermittelt werden.
Ein Beispiel hierfür ist „Figur 23-3 Kompressibilitätsfaktoren für Erdgas" von M. B. Stranding und D. L. Katz (1942), veröffentlicht im Engineering Data Book. Gas Processors Suppliers Association, 10. Auflage (Tulsa, Oklahoma, USA) 1987 (und eine Kopie dieser Übersicht ist hier als 13 beigefügt).
Ein Aspekt des Standes der Technik ist im US-Patent 6,217,626 „High pressure storage and transport of natural gas containing added C2 or C3, or ammonia, hydrogen fluoride or carbon monoxide" beschrieben. Dieses Patent beschreibt ein Verfahren zum Lager und anschließendem Transportieren von Gas mit einer Pipeline, wobei durch das Hinzufügen der leichten Kohlenwasserstoffe Ethan und Propan (oder von Ammonium, Hydrogenfluorid oder Kohlenmonoxid) die Kapazität der Pipeline erhöht oder die Zahl der Pferdestärken verringert werden kann, die bei einer Pipeline benötigt werden, um ein solches Gasgemisch in die Röhre zu zwingen. Der Hauptanspruch betrifft das Erzeugen eines Gemisches durch das Hinzufügen von Propan oder Ethan, wobei sich das Produkt des z-Faktors (z) und des Molekulargewichts (MW) des neuen Gemisches im Vergleich zu einem Gemisch ohne das hinzugefügte Ethan oder Propan verringert, wobei aber dennoch keine Flüssigkeiten, sondern nur ein einphasiger Gasdampf vorhanden ist.
Der Nutzen entsteht wegen der Gaspipeline-Flussgleichung. Es gibt verschiedene Formen dieser Gleichung, aber sie teilen alle die folgenden Merkmale: Fluss = Konstante I [((PI^2 – P2^2)/(S·L·T·z))^0,5]·(D^2,5)wobei:

P1: = Anfangsdruck in einer Pipeline
P2: = Enddruck in einer Pipeline
S: = relative Dichte des Gases (die zum Molekulargewicht äquivalent ist)
L: = Länge der Pipeline
T: = Temperatur des Gases
z: = Kompressibilitätsfaktor des Gases
D: = innerer Durchmesser der Pipeline

In dieser Gleichung sind die beiden Faktoren, die durch das Verändern der Gaszusammensetzung verändert werden, die relative Dichte (oder das Molekulargewicht) „S" und der z-Faktor „z". Beide stehen im Nenner der Gleichung. Wenn sich das Produkt von z und MW oder „S" verringert und alle anderen Faktoren konstant bleiben, wird sich daher der Fluss in der Pipeline bei einer ähnliche Druckdifferenz zwischen dem Anfangs- und Endpunkt erhöhen. Dies ist ein Nutzen bei der Pipelineübertragung, der entweder als Kapazitätsgewinn oder als eine Verringerung hinsichtlich des Pferdestärkenerfordernisses beschrieben werden kann, das notwendig ist, um ein gegebenes Volumen in einer Pipeline voranzutreiben.
Der Hauptanspruch des Patentes 6,217,626 umfasst das Hinzufügen von C2 oder C3 zu Erdgas, um bei dem Produkt aus z und MW (oder S) über einem Druck von 1000 psig und ohne erkennbare Flüssigkeitsbildung eine Verringerung zu erreichen. Der in dem Patent beschriebene Nutzen betrifft die erhöhte Kapazität oder die verringerte Anzahl von Pferdestärken bei einer Pipeline.
Die Lehren des Patentes beschreiben ein Gemisch, bei dem der Zweiphasen-Zustand, der erzeugt wird, wenn zu dem Gas zu viel NGL hinzugefügt wird, das Haupthindernis beim Erhöhen des Nutzens ist. Dieser Zweiphasen-Zustand führt zu einer physikalischen Beschädigung der Pipelineausrüstung und zu einem verringertem Fluss und muss verhindert werden. Mehrere der nachfolgenden Ansprüche begrenzen die Menge an Ethan auf 35% und die Menge an Propan auf 12%, um diesen Zweiphasen-Zustand in der Pipeline zu vermeiden. Mehrere der Ansprüche geben hinsichtlich des hinzugegebenen Ethans und Propans eine minimale Menge an, die wiederum auf dem Nutzen der Pipelineanwendung beruht. In dem US-Patent 6,217,626 wird das Hinzugeben von irgendwelchen Kohlenwasserstoffen, die schwerer als Propan sind, wie beispielsweise Butan oder Pentan, nicht erwähnt, und tatsächlich beschreiben die Lehren, wie diese schwereren Kohlenwasserstoffe vermieden werden sollten, weil sie zu einer vorzeitigen Entwicklung des Zweiphasen-Zustandes führen. Siehe Seite 6, „Somit sind C4-Kohlenwasserstoffe keine Zusatzstoffe, die bei dieser Erfindung vorgesehen sind." Weiterhin „Die Anwesenheit von mehr als 1% C4-Kohlenwasserstoffen in dem Gemisch ist jedoch nicht bevorzugt, weil C4-Kohlenwasserstoffe dazu neigen, sich bei Druckwerten zwischen 6,90 MPa (1000 psia) und 15,18 MPa (2200 psia) leicht zu verflüssigen, und mehr als 1% C4-Kohlenwasserstoffe (ihren zu einer erhöhten Gefahr, dass sich eine flüssige Phase abscheiden wird. C4-Kohlenwasserstoffe haben bei Druckwerten unter 6,21 MPa (900 psia) auch eine unerwünschte Wirkung auf den z-Faktor des Gemisches, weshalb während des Transportes durch eine Pipeline darauf geachtet werden sollte, dass es Mischungen gemäß der Erfindung, die C4-Kohlenwasserstoffe enthalten, nicht gestattet wird, auf weniger als 6,21 MPa (900 psia) und bevorzugterweise nicht auf weniger als 6,90 MPa (1000 psia) zu dekomprimieren.
Somit besteht der Steuermechanismus, der in der '626-Erfindung vorgeschlagen wird, um den Zweiphasen-Zustand zu vermeiden, in der Art und Menge von zum Gemisch hinzugegebener NGL. Dies ist deshalb der Fall, weil die Temperatur und der Druck in einer Pipeline gewöhnlicherweise exogene Variablen darstellen, die nicht Gegenstand einer genauen Steuerung sind.
Eine Abkühlung ist in '626 nur einmal erwähnt, und zwar in einem negativen Sinn. Während einige der Ansprüche Gemische bis zu einer Temperatur von –40°C (–40°F) betreffen, erscheint die folgende Aussage auf Seite 10 des '626-Patentes: „Noch bevorzugtere Druckwerte sind 1350–1750 psia (9,32–12,08 MPa) (was gute Ergebnisse liefert, ohne dass Gefäße erforderlich sind, die höheren Druckwerten widerstehen) und besonders bevorzugte Temperaturen sind 35–120°F (1,7–48,9°C) (welche keine übermäßige Kühlung erfordern)". Der Nutzen der Erfindung, der bei einer unteren Temperaturgrenze von –1,1–1,7°C (30–35°F) endet, ist in den dem 626 beigefügten Kurven veranschaulicht. Gleichwohl die Pipelineflussgleichung veranschaulicht, dass Pipelines bei kälteren Temperaturen effizienter sind (siehe den Faktor T im Nenner), wird keine Analyse bei niedrigeren Temperaturen bereitgestellt. Dies ist hauptsächlich deswegen der Fall, weil eine Abkühlung bei Pipeline-Anwendungen nicht praktikabel ist, da die Temperatur des Rohres über dem Gefrierpunkt von Wasser liegen sollte, um zu verhindern, dass sich auf und um die Pipeline herum Frost bildet.
Es ist klar, dass die Erfindung des Patentes 6,217,626 auf der Vorbereitung der Lagerung einer Flüssigkeit mit dem erklärten Wunsch eines nachfolgenden Transportes in einer Pipeline beruht, und dass keine Kühlung vorgesehen ist, dass die Art und Mindestmenge an hinzugefügter NGL durch den Nutzen begrenzt ist, der durch den Pipelinetransport bereitgestellt wird, dass die Art und die maximale Menge der hinzugefügten NGL durch das Zweiphasen-Problem begrenzt ist, das bei der vorgesehenen Pipelineübertragung auftreten wird, und dass der Druck im Betriebszustand durch die anschließende Pipelineübertragung begrenzt ist. Während der Stand der Technik einen Nutzen sowohl hinsichtlich der Lagerung als auch hinsichtlich des Transportes in einer Pipeline impliziert, ist der Lagerungsaspekt im Stand der Technik auf oder durch Pipelineanwendungen beschränkt, und sieht eine Lagerung in Container, die später selbst transportiert werden, nicht vor.
Ein weiterer Aspekt des Standes der Technik ist im US-Patent 5,315,054 „Liquid Fuel Solutions of Methane and Light Hydrocarbons" beschrieben. Dieses Patent betrifft ein Verfahren zum Lager eines flüssigen Produktes, wobei verflüssigtes Erdgas (LNG) in einen isolierten Tank bei einer Temperatur von etwa –165°C (–265°F) eingebracht wird. Sowohl Methan als auch NGL werden in den Tank eingeführt, das Methan und das LNG in der NGL-Kohlenwasserstofflösung (typischerweise Propan oder Butan) aufgelöst, und das sich ergebende Gemisch wird in der Form einer stabilen Flüssigkeit unter moderatem Druck gelagert. Diese Erfindung sieht keine Lagerung in der Form einer dichten, einphasigen Flüssigkeit vor, und hängt auch davon ab, dass LNG vom Anfang an im Tank vorhanden ist.
Ein weiterer Aspekt des Standes der Technik ist in den US-Patenten 5,900,515 und 6,111,154 „High energy density storage of methane in light hydrocarbon solutions" beschrieben. Diese Erfindung ist dem früheren Beispiel 5,315,054 ähnlich und wird als die „Auflösung von gasförmigem Methan in mindestens einem leichten Kohlenwasserstoff in einem Lagertank" und als „Lagerung der Lösung" beschrieben. Zusätzlich muss die Lösung bei einer Temperatur von über –1°C bei einem Druck von 8,0 MPa gehalten werden, sie darf maximal 80% Methan umfassen und muss eine Energiedichte von mindestens 11.000 MJ/m aufweisen.
Ein weiterer Aspekt des Standes der Technik ist in dem früher zitierten US-Patent 3,298,805 beschrieben, das die Lagerung von Erdgas unter Druck ohne irgendwelche Zusatzstoffe bei oder nahe dem Phasenübergangsdruck, aber bei einer Temperatur unterhalb der kritischen Temperatur von Methan (–82,6°C [–116,7°F]) beschreibt. Dies ist eine Weiterführung des US-Patentes 3,232,725 , das das Lager von Erdgas unter Druck, wiederum ohne irgendwelche Zusatzstoffe, bei oder nahe dem Phasenübergangsdruck bei einer Temperatur von 6,7°C (20°F) unter der Umgebungstemperatur beschreibt.
Ein weiterer Aspekt des Standes der Technik ist in WO 00/09851 beschrieben, die als nächstliegender Stand der Technik angesehen wird und ein System beschreibt, das eine hohe Dichte des transportierten Erdgases dadurch erreicht, dass es auf hohe Druckwerte, die typischerweise über 5 MPa liegen, komprimiert wird, um das Gas in einer modifizierten Zusammensetzung zu transportieren, die einen sehr geringen Kompressibilitätsfaktor nahe an der Umgebungstemperatur, entweder darüber oder darunter, erlaubt.
Ein weiterer Aspekt des Standes der Technik ist in WO 98/53031 beschrieben, die ein Verfahren zur Pipelineübertragung betrifft. WO 98/53031 lehrt, dass es bei Druckwerten über 1.000 psia vorteilhaft ist, einen Zusatzstoff zu dem Erdgas hinzuzufügen, der eine C2- oder C3-Kohlenwasserstoffverbindung oder eine Mischung derartiger Verbindungen ist.
Ein weiterer Aspekt des Standes der Technik ist im US-Patent 4,010,622 beschrieben, das das Hinzufügen von Kohlenwasserstoffen im Bereich von C5–C20 in einem Umfang beschreibt, um das Gas bei Umgebungsdruck zu verflüssigen und es in der Form einer Flüssigkeit zu lagern, was als Beispiel für die oben angegebene Formel angegeben ist, aber hinsichtlich dieser Erfindung nicht sehr relevant ist.
Für die Lagerung von Erdgas in einem Behälter unter Druck und für den anschließenden Transport des beladenen Lagerungsbehälters und des Gases ist es vorteilhaft, das Erdgas unter die Umgebungstemperatur abzukühlen und zu dem Erdgas einen Zusatzstoff hinzuzufügen, der eine Erdgasflüssigkeit wie beispielsweise eine C2-, C3-, C4-, C5- oder C6+-Kohlenwasserstoffverbindung (einschließlich aller Isomere und sowohl gesättigter als auch ungesättigter Kohlenwasserstoffe) oder Kohlendioxid oder eine Mischung derartiger Verbindungen ist. Alternativ können Methan oder ein Schwachgasgemisch aus einem Erdgasgemisch, das reicher an natürlich vorkommender NGL ist, entfernt werden, um die gleiche Wirkung zu erreichen.
Wenn das Hinzufügen von NGL mit Lagerungsbedingungen bei einem optimalen Druck- und Temperaturwert kombiniert wird, wird sie die Nettogasdichte (wobei sich Netto auf die Dichte des Gases ohne die hinzugefügte NGL bezieht) über den Wert der Gasdichte erhöhen, den diese unter den gleichen Temperatur- und Druckbedingungen ohne das hinzugefügte NGL annehmen würde.
Die Erhöhung der Gasdichte führt zu niedrigeren Lagerungs- und Transportkosten.
Der Betriebsdruckbereich, über den das Hinzufügen von NGL zu dem Gas einen Nutzen bei der Lagerung und beim anschließenden Transport liefert, liegt zwischen 75% und 150% des Phasenübergangsdruckes (PTP) des Gasgemisches, wobei der größte Nutzen genau bei und gerade über dem Phasenübergangsdruck auftritt.
(Der Phasenübergangsdruck ist definiert als der Punkt, bei dem ein zunehmender Druck bewirkt, dass das spezielle Gasgemisch von einem Zweiphasen-Zustand in eine dichte einphasige Flüssigkeit, ohne Auftrennung in Flüssigkeit und Dampf innerhalb des Behälters übergeht. Dieser Punkt wird üblicherweise auch als die Blasenpunktlinie und/oder die Taupunktlinie bezeichnet).
Der Temperaturbereich, über den das Hinzufügen von NGL zu dem Gas einen Nutzen bei der Lagerung und dem anschließenden Transport liefert, wenn bei oder nahe dem Phasenübergangsdruck gearbeitet wird, beträgt –95,6°C bis +43,3°C (–140°F bis +110°F). Da das Abkühlen selbst einen Nutzen hinsichtlich der erhöhten Dichte liefert und auch eine synergistische Wirkung auf den Nutzen aufweist, der durch das Hinzufügen von NGL geliefert wird, ist das Abkühlen des Gases auf weniger als oder auf –1,1°C (30°F) ein weiterer Aspekt dieser Erfindung.
Man hat nun gefunden, dass es für die Lagerung von Erdgas in einem Behälter, und den anschließenden Transport des beladenen Behälters und des darin enthaltenen Gases, und von irgendeinem typischerweise vorkommenden Erdgasgemisch vorteilhaft ist, zu dem Erdgas einen Zusatzstoff hinzuzufügen, der C2, C3, C4, C5 oder C6+ oder Kohlendioxid oder ein Gemisch dieser Verbindungen ist, wobei das sich ergebende Gemisch bei einem Druck zwischen 75% und 150% des Phasenübergangsdruckes des Gasgemisches gelagert wird, und wobei die Gastemperatur zwischen –95,6°C (–140°F) und –1,1°C (+30°F) liegt.
Das sich ergebende Gemisch zeigt bei einem geringeren Druck eine höhere Nettodichte (ausschließlich des Zusatzstoffes) als das zugrundeliegende Erdgas ohne den Zusatzstoff.
Das Abkühlen des Gases unter die Umgebungstemperatur erhöht den Nutzen des Hinzufügens von NGL.
Die Temperatur, der Druck, die optimale Menge und die optimale Art des Zusatzstoffes hängen von den besonderen Merkmalen des im Handel befindlichen Gases ab. Diese Merkmale umfassen die wirtschaftlich erreichbare Abkühlungstemperatur, die Zusammensetzung des Basisgases, die Art des Handels, der ein wiederverwertender Handel ist (wo der Zusatzstoff wiederverwertet wird) oder ein NGL-Abgabehandel (wo der Zusatzstoff zusammen mit dem Gas an den Markt abgegeben wird) ist, die Wirtschaftlichkeit des Transportsystems, das von dieser Erfindung Gebrauch macht (z. B. Schiff, Lastwagen, Lastkarren oder andere), und den Phasenübergangsdruck des Gasgemisches. Da eine höhere Gasdichte eine größere Kapazität bei einem volumenbegrenzten Lager- und Transportsystem impliziert, und ein geringerer Druck zu geringeren Kosten bei der Herstellung und beim Lagerbehälter führt, werden sich die sich ergebenden Einheitstransportkosten als Folge des Verwendens der Erfindung verringern.
KURZE BESCHREIBUNG DER FIGUREN:
1: Rohdichte gegen Druck bei –40°C (–40°F).
2: Nettogasdichte von CNG-[bei +15,6° und –40°C (+60 und –40°F)] und FNG beim Phasenübergangsdruck und –40°C (–40°F) bei 5% bis 60% Propanzusatz.
3: Optimale Menge einer Propanmischung beim Phasenübergangsdruck und bei –40°C (–40°F) bei 10% bis 60% hinzugefügtem Propan.
4: Optimale Menge einer Butanmischung beim Phasenübergangsdruck und bei –40°C (–40°F) bei 5% bis 25% hinzugefügtem Butan.
5: Nettogasdichte von Ethan-, Propan-, Butan- und Pentanmischungen beim Phasenübergangsdruck und –40°C (–40°F).
6: Wirkung der Temperatur und des NGL-Zusatzes auf die Nettogasdichte.
7: Optimale NGL-Einspritzung bei –40°C (–40°F) Lagerung beim Phasenübergangsdruck (nach Bestandteil).
8: Wirkung der Temperatur auf den Phasenübergangsdruck und die Gasdichte – Basisgas plus 17,5% Propane.
9: Druck mit und ohne NGL-Zusatz gegen Temperatur.
10: Gasdichte mit oder ohne NGL-Zusatz gegen % des Phasenübergangdrucks.
11: Gesamtdichte (Flüssigkeit + Dampf) gegen Druck – Basisgas plus 11% Butan bei –40°C (–40°F).
12: Eine Wiedergabe eines allgemeinen Phasendiagramms aus dem US Patent 3,232,725 .
13: Figur 23-3 „Kompressibilitätsfaktoren bei Erdgas" von M. B. Stranding und D.L. Katz (1942), veröffentlicht im Engineering Data Book, Gas Processors suppliers Association, 10. Ausgabe (Tulsa, Oklahoma, U.S.A.) 1987.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DIESER ERFINDUNG
Die Wirtschaftlichkeit der Gaslagerung wird durch das Erhöhen der Gasdichte von Erdgas und durch das Minimieren des Druckes des Lagerungssystems verbessert. Wenn man versucht, die Gasdichte bei einem gewissen minimalen Druck zu maximieren, besteht eine Möglichkeit, um dies zu erreichen, darin, den Kompressibilitätsfaktors z zu minimieren.
Wenn der Kompressibilitätsfaktor z den beigefügten Lehrbuch-Figuren 23-3 bei 13 entnommen wird, werden zwei Faktoren offenkundig. Der erste Faktor ist der, dass der minimale z-Faktor bei einem Gas auftritt, das eine pseudoreduzierte Temperatur nahe 1 aufweist. Das bedeutet, dass die tatsächliche Gastemperatur nahe der pseudokritischen Temperatur des Gemisches sein sollte. Der zweite Faktor ist der, dass das Verändern der Gaszusammensetzung durch das Hinzufügen von NGL, um die pseudoreduzierte Temperatur auf nahe 1 zu reduzieren, den z-Faktor auf etwa 0,25 verringern kann, wenn man alleine durch ein kostengünstiges Abkühlen eine pseudoreduzierte Temperatur von 1,2 und einen sich ergebenden z-Faktor von etwa 0,5 erreichen kann.
Somit kann eine 16%ige Verringerung der pseudoreduzierten Temperatur den z-Faktor um 50% verringern und die Gasdichte um einen Faktor von 200% erhöhen. Das Hinzufügen von NGL verringert die pseudoreduzierte Temperatur. Wenn der Anteil an hinzugefügter NGL geringer als die Erhöhung der Dichte ist, wird das Basisgas eine Erhöhung der Nettodichte zeigen. Da der Wendepunkt der z-Faktor-Kurve sich bei einem geringeren Druck befindet, während sich die pseudoreduzierte Temperatur 1 nähert, kann das System diese erhöhte Dichte bei einem geringeren Druck zeigen, wenn NGL hinzugefügt wird, und somit ein größerer Nutzen erreicht wird.
Das folgende Beispiel wird dieses Prinzip einer erhöhten Dichte bei verringertem Druck bei Abkühlung auf –40°C (–40°F) veranschaulichen:
Methan weist eine kritische Temperatur von –82,6°C (–116,7 F) [190,6°K (343,3°R)] und einen kritischen Druck von 4,60 MPa (667 psia) auf. Die minimale Temperatur, die man derzeitig durch kostengünstige Abkühlungsanlagen mit einem einzelnen Zyklus auf der Grundlage von Propan erreichen kann, liegt in der Größenordnung von –40°C (–40°F) [233,2°K (420°R)]. Die pseudoreduzierte Temperatur von Methan bei –40°C (–40°F) beträgt 1,223, also 233,2°K (420°R) geteilt durch 190,6°K (343,3°R). Der Zeichnung Nummer 23-3 von 13 kann man entnehmen, dass dies impliziert, dass der minimale z-Faktor für Methan bei einem pseudoreduzierten Druck von etwa 2,676 [12,31 MPa (1785 psia)] auftreten würde. Der z-Faktor wäre 0,553. Die sich ergebende Gasdichte beträgt 0,18 g/cm³ (11,5 lb/CF) oder eine 272-fache Erhöhung gegenüber der Gasdichte bei der Standardtemperatur und einem Druck (STP) von 0,00068 g/cm³ (0,0423 lb/CF). Die Gasdichte von Methan bei 12,31 MPa (1785 psia) und einer Umgebungstemperatur von +15,5°C (+60°F) (pseudoreduzierte Temperatur von 1,515) wäre 0,10 g/cm³ (6,52 lb/CF) mit einem z-Faktor von 0,787. Somit erhöht eine Abkühlung die Methandichte um einem Faktor von 11,50 geteilt durch 6,52 oder 1,76-fach.
N-Butan weist eine kritische Temperatur von 151,9°C (305,5°F) [425,1°K (765,5°R)] und einen kritischen Druck von 3,79 MPa (548,8 psia) auf. Das Hinzufügen von 14% n-Butan zu 86% Methan würde eine pseudokritische Temperatur des Gemisches von –49,8°C (–57,63 F) [223,4°K (420°R)] und einen pseudokritischen Druck von 4,49 MPa (650,5 psia) ergeben. Die pseudoreduzierte Temperatur des Gemisches bei –40°C (–40°F) [233,2°K (420°R)] beträgt 1,044. Der Phasenübergangsdruck dieses Gemisches bei –40°C (–40°F) beträgt bei einem pseudoreduzierten Druck von 2,36 10,57 MPa (1532 psia). Unter diesen Bedingungen beträgt der z-Faktor des Gemisches 0,358, und die Gasdichte beträgt 0,33 g/cm³ (20,84 lb/CF). Die Dichte eines Methan/Butan-Gemisches von 86% zu 14% (in Molvolumina) bei STP beträgt 0,00093 g/cm³ (0,0578 lb/CF), wovon die 14% eingespritztes Butan 37-06 Gew.-% ausmachen, und das Methan die verbleibenden 62,94% ausmacht. Die Nettomethandichte beträgt 62,94% von 0,33 g/cm³ (20,84 lb/CF) oder 0,21 g/cm³ (13,1 lb/CF). Der Vorgang des Hinzufügen von n-Butan erhöht die Nettogasdichte um einen Faktor von 0,21 g/cm³ (13,11 lb/CF) geteilt durch 0,18 g/cm² (11,50 lb/CF) oder 1,14, während sich der Druck um 1,75 MPa (253 psia) von 12,32 MPa (1785 psia) auf 10,57 MPa (1532 psia) verringert.
Das Kombinieren der beiden Maßnahmen der Abkühlung von +60°F (15,6°C) bis auf –40°F (–40°C) und des Hinzufügens von 14% n-Butan erhöht die Nettogasdichte um einen Faktor von 2,05 von 6,52 lb/CF (0,10 g/cm³) auf 13,1 lb/CF (0,21 g/cm³), während es den Druck um 14% um 1785 psia (12,32 MPa) auf 1532 psia (10,57 MPa) verringert.
Da die kritische Temperatur von Methan –82,6°C (–116,7°F) beträgt, ist zu erwarten, dass der Nutzen des Verringerns des z-Faktors durch das Hinzufügen von NGL verringert oder beseitigt werden würde, wenn sich die Gastemperatur diesem Wert und sich die pseudoreduzierte Temperatur von reinem Methan 1,0 nähert. Zusammen mit der Tatsache, dass die hinzugefügte NGL Lagerkapazität der zusammengegebenen Mischung aufbraucht, gibt es eine untere Temperaturgrenze, unter der das Hinzufügen von NGL keinen Nutzen zeigen wird.
Die Lehrbuchzeichnung Nummer 23-3 in 13 zeigt, dass die nutzbringende Wirkung der Verringerung des z-Faktors durch die Verringerung der kritischen Temperatur bei höheren kritischen Temperaturen sehr viel geringer ausgeprägt ist. Dies ist in Zeichnung Nummer 23-3 durch das Berechnen der Differenz des z-Faktors zwischen einer kritischen Temperatur von 22 und 2,0 (der z-Faktor verändert sich von 0,96 auf 0,94) und einer kritischen Temperatur von 1,2 und 1,0 (der z-Faktor verändert sich von 0,52 auf 0,25) veranschaulicht. Somit gibt es eine obere Temperaturgrenze, über der das Hinzufügen von NGL keinen Nutzen zeigen wird.
Gäbe es nicht die Wirkung des z-Faktors, dann würde das mit NGL angereicherte Gas eine geringere Nettodichte als das Basisgas zeigen, da es einen exogenen Bestandteil beinhaltet, der wiederverwertet werden muss und zur verwendbaren Dichte nicht beiträgt. Da dieses mit NGL angereicherte Gas über dem Phasenübergangsdruck viel weniger komprimierbar ist, während das Basisgas komprimierbarer ist, gibt es eine obere Grenze hinsichtlich des Drucks, bei der die Dichte des abgekühlten Basisgases die Nettodichte des abgekühlten, mit NGL angereicherten Gases überschreiten würde.
[0058] Es gibt auch eine untere Druckgrenze, bei der die Dichte des Basisgases die Nettodichte des mit NGL angereicherten Gases überschreiten würde. Dies ist der Fall, weil das mit NGL angereicherte Gas sich unter dem Phasenübergangsdruck unmittelbar in einen Zweiphasen-Zustand umwandelt und die Dichte mit fallendem Druck dramatisch abfallt. Dieses Abfallen der Dichte wird durch den Dampfbestandteil des Zweiphasen-Zustandes verursacht, der schnell anwächst, wenn der Druck abfallt. Während es möglich ist, den Dampf zu entfernen, um innerhalb des Behälters eine Flüssigkeit mit hoher Dichte aufrechtzuerhalten, wird dieses durch das Entfernen von Methan erreicht, und somit fallt die Nettodichte von Methan dramatisch unter den Phasenübergangsdruck. Somit gibt es eine untere Druckgrenze, unter der das Hinzufügen von NGL keinen Nutzen zeigen würde.
Zur Herstellung und Lagerung von Erdgas für Anwendungen mit langer Beförderungszeit, Beförderung übers Meer und Beförderung mit einem Schiff, ist LNG die einzige im großen Maßstab anwendbare, wirtschaftlich lebensfähige Technologie, die derzeit verfügbar ist. Unter Verwendung von LNG ist die Herstellung sehr kostenaufwendig, da dies das Abkühlen des Gases auf –162,2°C (-260°F) umfasst. Hat das Gas jedoch erst einmal diese Bedingung erreicht, dann ist das Transportieren des Erdgases mit relativ geringen Kosten verbunden, da sich die Dichte im Vergleich zur Dichte des Gases bei STP 600-fach erhöht hat und die Lagerung bei oder nahe dem Atmosphärendruck erfolgt.
Die Erfindung stellt für Schiff-basierte Anwendungen eine Alternative zu LNG bereit. Mit dieser Erfindung kann Erdgas auf die wirtschaftlich tragbare Temperaturgrenze von kostengünstigen Kühlsystemen und von auf Stahl mit einem niedrigen Kohlenstoffgehalt basierenden, kostengünstigen Behältersystemen milde abgekühlt werden, NGL wird dem Erdgas auf der Einspeisungsseite hinzugefügt, und das Gas kann bei einem Druck gelagert werden, der bei oder nahe dem Phasenübergangsdruck liegt. Bei Anwendungen, bei denen auf der Einspeisungsseite kein überschüssiges NGL vorliegt, wird das hinzugefügte NGL auf der Abgabeseite extrahiert und zum Einspeisungsende im gleichen Lagerungsbehälter wieder zurückgeführt, um zu der nächsten Ladung wieder hinzugefügt zu werden (Wiederverwertungs-Handel). Bei Anwendungen, bei denen an der Einspeisungsquelle überschüssiges NGL vorliegt oder das kombinierte zusammengemischte Gemisch beim Transport verbraucht wird, braucht kein oder nur ein Teil des NGL wiederverwertet werden (NGL Abgabehandel).
Die Erfindung stellt auch eine Alternative zu komprimiertem Erdgas (CNG) bei Anwendungen im kleineren Maßstab wie beispielsweise Autos, Bussen oder Zügen bereit. CNG kann bei der Umgebungstemperatur, aber bei sehr hohen Druckwerten von 20,70 bis 24,84 MPa (3000 bis 3600 psia) eingesetzt werden. Diese hohen Drücke erfordern zur Herstellung eine erhebliche Komprimierung und erfordern, dass die Lagerbehälter fast drei Mal so hohen Druck aushalten können wie bei der hierin beschriebenen Erfindung. Das Erreichen ähnlicher Dichten wie mit CNG bei einem Drittel des Drucks würde einen Nutzen bei Anwendungen liefern, bei denen die Gasmischung verbraucht wird, um den Treibstoff für den Transport (wie bei Autos, Bussen und Zügen) und auch für einen Transportmechanismus für Erdgas bei Überlandanwendungen, bei denen Pipelines nicht vorhanden oder nicht wirtschaftlich sind, liefern.
Der Nutzen der Abkühlung und des Hinzufügens von NGL tritt über einen großen Temperatur-, Druck-, NGL-Zusammensetzungs- und NGL-Mischungsbereich auf. Die optimale Art und Menge des hinzugefügten NGL hängt von der Zusammensetzung des Basisgases, den erwünschten Bedingungen hinsichtlich der Temperatur und des Drucks, und davon, ob der Handel ein Wiederverwertungs-Handel oder ein NGL-Abgabehandel ist, und von den wirtschaftlichen Verhältnissen eines spezifischen Handels ab.
Bei LNG muss Kohlendioxid entfernt werden, da es sich sonst bei dem Vorgang des Abkühlen des Gases auf –162,2°C (–260°F) verfestigen würde. Bei dieser Erfindung kann das Kohlendioxid in dem Gas belassen werden, und tatsächlich eine zusätzliche, nützliche Wirkungen auf das System haben, wie beispielsweise die, dass es wünschenswert sein könnte, dass es etwas Kohlendioxid enthält.
Aufgrund der sehr leichtgewichtigen Natur des Erdgases (selbst LNG weist bei einer 600-fachen Dichtezunahme im Vergleich zu STP nur eine spezifische Dichte von ungefähr 0,4 auf) sind Schiffstransportsysteme zum Befördern von Gas primär durch das Volumen und nicht durch das Gewicht begrenzte Systeme. Zum Beispiel enthält ein LNG-Schiff typischerweise Aluminiumkugeln mit einem Durchmesser von 39,62 m (130 Fuß), und sie haben einen Tiefgang von 11,89 m (39 Fuß). Somit befinden sich 70% des Schiffes über dem Wasserspiegel. Das zusätzliche Gewicht, das einem Schiff innewohnt, das von dieser Erfindung Gebrauch macht und das durch das Gewicht der wiederverwerteten NGL und des Stahlbehälters bewirkt wird, würde dies auf etwa 55% über dem Wasserspiegel verringern, was in der Schifffahrtsindustrie immer noch durchaus akzeptabel ist. Dieses zusätzliche Gewicht hat minimale wirtschaftliche Folgen, die hauptsächlich mit dem zusätzlichem Treibstoff und dem Antrieb zusammenhängen, um einem jenen Schiff die Transportgeschwindigkeit zu verleihen. Bei einem volumenbegrenzten Gastransportsystem wie beispielsweise einem Schiff ist die Gasdichte die Hauptvariable und betrifft die Ladekapazität und die Kosten einer Einheit direkt.
Der Arbeitstemperaturbereich wird auf der Wirtschaftlichkeit des Abkühlen des Gases und des Lagers des Gases in Behältern basieren. Zum Zwecke der Veranschaulichung basieren alle folgenden Beispiele auf einer Lagertemperatur von –40°C (40°F), wenn nichts anderes angegeben ist. Dies ist ungefähr die derzeitige untere Grenze der Propanabkühlung, die auf dem Siedepunkt von Propan bei –42,2°C (–44°F) basiert.
Der Nutzen der Verwendung dieser Art der Abkühlung wird im Folgenden veranschaulicht: Die Notwendigkeit der Abkühlung irgendeines Gaslagerungssystems korreliert sehr grob mit der benötigten Temperaturänderung. Somit wird im Falle von LNG eine Temperaturabnahme von 160°C (320°F) benötigt, um von einer Temperatur von 15,6°C (+60°F) auf –162,22°C (–260°F) zu gelangen. Bei diesem System beträgt die Temperaturabnahme 37,8°C (100°F), um von 15,6°C (+60°F) auf –40°C (–40°F) zu gelangen. Bei diesem System wird etwa ein Drittel der Abkühlung eines vergleichbaren LNG-Systems benötigt. Um eine Temperatur von –162,2°C (–260°F) zu erreichen, benötigen LNG-Anlagen üblicherweise drei Abkühlungszyklen, die Propan, Ethylen und Methan als Kältemittel umfassen (bezeichnet als ein „Kaskadenzyklus"). Jeder Zyklus umfasst einen Verlust an Wirkungsgrad bei dem Vorgang, so dass der Gesamtwirkungsgrad der LNG-Abkühlung bei etwa 60% liegt. Ein Abkühlungssystem mit einem einzelnen Zyklus mit Propan weist einen Wirkungsgrad von etwa 80% auf. Dies verringert die Notwendigkeit der Abkühlung beim System dieser Erfindung noch weiter, und zwar auf etwa ein Viertel der bei LNG benötigten. Die LNG-Abkühlungsanlage muss aus tieftemperaturtauglichen Materialien gebaut sein und muss das gesamte Kohlendioxid aus dem Basisgas entfernen. Die –40°C (–40°F)-Anlage muss nicht aus tieftemperaturtauglichem Material hergestellt sein, und das Kohlendioxid kann in dem Gas verbleiben. Die gesamten Investitionskosten für die –40°C (–40°F)-Kühlanlage liegen daher im Bereich von 15 bis 20% einer LNG-Anlage ähnlicher Größe, und der Treibstoffverbrauch beträgt etwa ein Viertel von dem der LNG-Anlage. Eine LNG-Anlage wird zwischen 8% und 10% des gesamten verflüssigten Produktes verbrauchen, wohingegen die –40°C (–40°F)-Anlage zwischen 2% und 2,5% des gesamten abgekühlten Produktes verbrauchen wird. Da die LNG-Verflüssigung einen großen Teil der Gesamtkosten des LNG-Transportsystems ausmacht, werden sich diese Einsparungen zu einem großen wirtschaftlichen Vorteil umwandeln, der dazu beitragen kann, die potentiellen zusätzlichen Kosten einer neueren Art von Nicht-LNG-Transportschiffen selbst zu decken.
Aus diesen Gründen ist das Herstellen von LNG als ein Mechanismus, um die Abkühlung zu erzeugen, die von dieser Erfindung benötigt wird, kein sehr effizientes Verfahren. Es sind Kühlsysteme mit geringeren Kosten vorhanden, und sie sind Fachleuten auf dem Gebiet wohlbekannt.
Auch das Erwärmen des Gases zur Abgabe an den Markt zeigt einen Nutzen dieses Systems gegenüber LNG. Dieses System verbraucht etwa ein Drittel bis die Hälfte der Energie, die LNG verbraucht. Somit verbraucht eine LNG-Wiedervergasungsanlage zwischen 1,5% und 2% des Produktes als Treibstoff, wohingegen dieses System 0,5% bis 1% des Produktes als Treibstoff verbraucht.
(Die von Clearstone Engineering Ltd. entwickelten Clearstone Thermodynamics Programs werden als die Quelle aller thermodynamischen Berechnungen, die hierin enthalten sind, verwendet).
Sobald ein Temperaturbereich ausgewählt ist und ein Gasgemisch durch das Hinzufügen von NGL zu dem Basisgas hergestellt ist, liegt der optimale Lagerdruck bei dem Punkt, bei dem das Gas bei steigendem Druck aus einem Zweiphasen-Zustand zu einem dichten einphasigen Flüssigzustand übergeht. Das ist der Fall, weil sich das Gemisch in einem Zweiphasen-Zustand in einen Dampfzustand und einen Flüssigzustand auftrennt. Da die Dichte des Dampfzustandes sehr niedrig wäre, wäre die Gesamtdichte des gesamten Zweiphasen-Zustandes sehr gering. Das Erhöhen des Druckes, um einen dichten einphasigen Flüssigzustand zu erreichen, beseitigt diesen Verlust an Gesamtdichte. Dieses Phänomen ist durch 1 – Bruttodichte gegen Druck bei –40°C (–40°F) veranschaulicht.
In 1 und den folgenden Figuren wird angenommen, dass ein Basisgas die folgende Zusammensetzung aufweist:

Methan 89,5%

Ethan 7,5%

Propan 3,0%

– Die Enthalpie beträgt 41,14 J/cm³ (1112 BTU/CF)
– Die kritische Temperatur beträgt –68,8°C (–91,5°F)
– Der kritische Druck beträgt 4,61 MPa (668,5 psia)
– Die Dichte beträgt 0,00076 g/cm³ (0,0473 lb/CF) bei 0,10 MPa (14,696 psia) und 15,6°C (60°F)(STP)

Drei Gasmischungen werden durch das Hinzufügen von NGL zum Basisgas hergestellt:

– 35,0% Ethan und 65,0% des Basisgases
– 17,5% Propan und 82,5% des Basisgases
– 11,0% n-Butan und 89,0% des Basisgases

1 veranschaulicht die Gesamt-(Brutto-) Dichte der Gemische bei –40°C (–40°F). Die Dichte erhöht sich mit dem Druck bei allen drei Gemischen bis zu einem Wert von etwa 0,34 g/cm³ (21 lb/CF (Pfund pro Kubikfuß)) dramatisch; bei diesem Punkt gibt es bei steigendem Druck fast keine weitere Erhöhung der Dichte. Dieser Punkt entspricht bei jedem der Gemische dem Phasenübergangspunkt zwischen einem Zweiphasen-Zustand und dichten einphasigen Flüssigzustand. Über diesem Phasenübergangspunkt ist das Gas fast nicht komprimierbar, so dass es bei Druckerhöhungen über diesen Punkt hinaus einen minimalen Nutzen in Form von einer erhöhten Dichte gibt. Der optimale Lagerungsdruck liegt daher bei dem Punkt, bei dem der Phasenübergang zwischen dem Zweiphasen-Zustand und dem dichten einphasigen Flüssigzustand auftritt.
Es ist zu bemerken, dass der Phasenübergang abhängig von der jeweiligen NGL, die für die Mischung ausgewählt ist, bei sehr unterschiedlichen Druckwerten auftritt. Je geringer die Kohlenstoffzahl des NGL-Zusatzstoffes (z. B. hat Butan die Kohlenstoffzahl 4) ist, desto geringer ist der Druck, bei dem der Phasenübergang stattfindet.
Diese Übersicht veranschaulicht den breiten Auswahlbereich beim Auswählen des optimalen Zusatzstoffes für einen bestimmten Handel, selbst nachdem die Temperatur ausgewählt ist. Das Festlegen der Art und der Menge des hinzugefügten NGL ist ein komplexer Vorgang und hängt von den wirtschaftlichen Verhältnissen des jeweiligen Handels ab.
Bei jeder besonderen NGL-Mischungszusammensetzung ist es innerhalb eines engen Bereiches relativ einfach, hinsichtlich der Menge des Zusatzstoffes eine Entscheidung zu treffen. Bei jeder ausgewählten Temperatur und bei der Lagerung beim Phasenübergangsdruck wird jedes Gasgemisch durch das Hinzufügen von zusätzlichem NGL bis zu einem scharfen Wendepunkt eine zunehmende Nettodichte zeigen. Jenseits dieses Wendepunktes und auch wenn die Bruttodichte weiter ansteigt, während zusätzliches NGL hinzugefügt wird, beginnt die Nettodichte sich zusammen mit einer Verringerung des Phasenübergangsdruckes zu verringern. Das hinzugefügte NGL nimmt einen immer größeren Teil der Erhöhung der Bruttodichte ein und lässt für das Nettogas weniger Raum.
Beim Wiederverwertungs-Handel ist die Nettodichte eine Schlüsselvariable, so dass dieser scharfe Wendepunkt die optimale Menge des hinzugefügten NGL definiert. Dieses Merkmal ist in den 2, 3, 4 und 5 veranschaulicht.
2 zeigt die Wirkung des Veränderns der Menge des Propanzusatzes zum Basisgas auf die Netto- und Bruttogasdichte zwischen 5% und 60% Propan und auch die Dichte des Basisgasgemisches sowohl bei 15,6°C (+60°F) als auch bei –40°C (–40°F) ohne jeden NGL-Zusatz. Während die Bruttodichte bei größeren Mengen an hinzugefügtem Propan weiterhin zunimmt, erreicht die Nettodichte zwischen 15% und 20% Propanzusatz und bei einem Druck von etwa 7,59 MPa (1100 psia) einen Wendepunkt. Über dieser Menge an zugemischtem Propan beginnt die Nettodichte sich zusammen mit einer Verringerung des Phasenübergangsdruckes zu verringern. Da die Dichte ein Ersatzparameter für Kapazität ist, während der Druck ein Ersatzparameter für die Kosten ist, werden die minimalen Kosten eines Einheitssystems in $/28317 Mcm³ ($/MCF) eine Beziehung zwischen dem Druck und der Dichte verlangen, um die optimale Mischung zu entwickeln, wie aus den Figuren offenkundig ist.
Das Verhältnis zwischen Kosten und Nutzen ist in 3 gezeigt, wobei ein Verhältnis von 3:1 zwischen den Kosten des Druckes und dem Nutzen der Dichte bei einem Wiederverwertungstransportsystem mit einem Schiff als zur Anwendung kommend angenommen wird. Das bedeutet, dass eine Erhöhung der Nettodichte um 30% die Kapazität um 30% erhöht, während eine Erhöhung des Druckes um 30% die Kosten um 10% erhöht. 3 zeigt, dass die optimale Menge des hinzugefügten Propans bei diesem wirtschaftlichen Verhältnis im Bereich von 15–25% liegt. Ein ähnliches Ergebnis würde sich bei einem Druck:Dichte-Verhältnis von 2:1 genau so wie bei einem Verhältnis von 4:1 ergeben, die ebenfalls in 3 gezeigt sind.
4 zeigt dieses gleiche Charakteristikum für Butan, wobei die optimale Menge des hinzugefügten Butans im Bereich von 10 bis 15% liegt. Sie zeigt wiederum, dass der scharfe Wendepunkt nicht so empfindlich von der ökonomischen Beziehung zwischen Druck und Dichte abhängt.
5 zeigt das gleiche Verhältnis für alle vier leichten NGL-Kohlenwasserstoffe, nämlich Ethan, Propan, n-Butan und n-Pentan. Die 2–5 zeigen, dass das Auswählen des Wendepunktes und damit der Menge eines bestimmten NGL-Zusatzstoffes innerhalb eines engen Bereiches ziemlich einfach ist.
Das Auswählen der Art von NGL zum Zumischen hängt von dem wirtschaftlichen Verhältnis zwischen Druck und Dichte und auch von den Merkmalen des Handels ab. Es wird getrennte Druckbarrieren geben, mit denen zusätzliche Kosten verbunden sind, wie beispielsweise das Erhöhen des Druckes über 9,94 MPa (1440 psia) und die daraus folgenden Notwendigkeiten teurerer ANSI 900-Ventile und -Installationen. Das Basisgas wird auch eine gewisse Menge NGL enthalten und der NGL-Wiedergewinnungsmechanismus auf der Abgabeseite eines Wiederverwertungshandels wird wahrscheinlich nicht zwischen dem Wiedergewinnen von natürlich vorhandenem NGL und hinzugefügtem NGL unterscheiden. Dies impliziert, dass der NGL-Wiedergewinnungsmechanismus auch die optimale Art des NGL-Zusatzstoffes beeinflussen wird.
6 veranschaulicht die Nettodichte am Wendepunkt und den Phasenübergangsdruck der NGL-Kohlenwasserstoffe Ethan, Propan, n-Butan und n-Pentan. Sie veranschaulicht auch die Wirkung, die das Kombinieren zweier Kohlenwasserstoffe bei einer gemischten NGL-Mischung (wie beispielsweise 50%/50% Propan und Butan auf der Basis von Molvolumina) auf die Nettodichte haben wird. Sie illustriert ebenfalls die Nettodichte des Basisgases als komprimiertes Erdgas (CNG) bei 15,56°C (+60°F) und –40°C (–40°F), so dass der relative Beitrag zum Erhöhen der Dichte leichter in die Temperaturwirkung und die Wirkung des NGL-Zusatzstoffes aufgetrennt werden kann.
Das Mischen von Ethan impliziert ein System mit 5,73 MPa (830 psia) und einer Nettodichte von 0,17 g/cm³ (10,8 lb/CF). Das Mischen mit Propan impliziert ein System mit 7,51 MPa (1088 psia) und einer Nettodichte von 0,22 g/cm³ (13,7 lb/CF). Das Mischen mit n-Butan impliziert ein System mit 2,10 MPa (1305 psia) mit einer Nettodichte von 0,24 g/cm³ (15,0 lb/CF). Das Mischen mit n-Pentan impliziert ein System mit 10,35 MPa (1500 psia) und einer Nettodichte von 0,25 g/cm³ (15,8 lb/CF). Das Mischen mit n-Pentan erhöht den Druckbereich auf über die ANSI 600-Grenze in den ANSI 900-Bereich. Die gesamte spezifische Enthalpie all dieser optimalen Gemische liegt innerhalb eines Bereiches von 49,21–51,06 J/cm³ (1330–1380 BTU/CF).
Bei der n-Butan-Mischung erhöht sich die Dichte des Basisgases von 0,088 g/cm³ (5,5 lb/CF) bei 15,6°C (+60°F) und 9 MPa (1305 psia) auf 0,18 g/cm³ (11,5 lb/CF) durch den Vorgang des Abkühlens des Gases auf –40°C (–40°F), was einer Erhöhung auf 210% des Basisgases entspricht. Das Hinzufügen von 11% Butan erhöht die Nettodichte auf 0,24 g/cm³ (15,04 lb/CF), was einer Erhöhung auf 273% des Basisgases entspricht. Bei –40°C (–40°F) und 9 MPa (1305 psia) ist die Nettodichte (ausschließlich des hinzugefügten Butans) mit dem Zusatz von 11% n-Butan eines 41,14 J/cm³ (1112 BTU/CF)-Erdgas 318 mal so hoch wie die Dichte des Basisgases bei STP. Die Bruttodichte (einschließlich des hinzugefügten Butans) ist 445 Mal so hoch wie die Dichte des Basisgases bei STP.
In 6 fallen Mischungen, die zwei benachbarte Kohlenwasserstoffe enthalten, in einer Weise zwischen die reinen Mischungen, die die durchschnittliche Kohlenstoffzahl der NGL-Mischung betrifft. Tatsächlich kann auf der Grundlage der durchschnittlichen Kohlenstoffzahl festgestellt werden, dass sich Mischungen mehrerer NGL-Kohlenwasserstoffe in einer ähnlichen Weise verhalten wie eine reine Mischung. Die 11%ige reine Butanmischung weist bei einem Übergangsdruck von 9 MPa (1305 psia) eine Nettodichte von 0,24 g/cm³ (15,04 lb/CF) auf. Eine 14%ige Mischung einer 50%/50% (Molvolumen)-Mischung von Propan/Pentan-Zusatzstoff weist bei einem Übergangsdruck von 8,92 MPa (1294 psia) eine Nettodichte von 0,24 g/cm³ (14,93 lb/CF) auf, sehr ähnlich zu reinem Butan. Eine 12,5%ige Mischung aus 25%/50%/25% Propan/Butan/Butan-Zusatzstoff weist bei einem Übergangsdruck von 8,96 MPa (1298 psia) eine Nettodichte von 0,24 g/cm³ (15,01 lb/CF) auf (auch ähnlich dem Fall mit dem reinen Butan). Dementsprechend wird sich eine NGL (Zusatzstoff)-Mischung mit einer ähnlichen Kohlenstoffzahl wie Butan, die beim Wendepunkt und dem Phasenübergangsdruck verwendet wird, ähnlich wie reines Butan verhalten.
Diese Ähnlichkeit tritt auch auf, wenn die Bestandteile Isomere des normalen NGL sind, wie beispielsweise bei Isobutan und normalem Butan; jedoch sind die Nettodichte und der Übergangsdruck bei den Isomeren geringer. Eine 11%ige Mischung von Isobutan weist bei einem Übergangsdruck von 8,56 MPa (1241 psia) eine Nettodichte von 0,23 g/cm³ (14,42 lb/CF) auf. Die Nettodichte ist 4,1% niedriger als bei n-Butan, während der Übergangsdruck 4,9% niedriger ist. Bei einem wirtschaftlichen Druck-Dichte-Verhältnis von 3:1 bevorzugt das System n-Butan gegenüber iso-Butan; der Unterschied ist jedoch nicht so groß, dass eine spezifische Behandlung der Isomere gerechtfertigt ist.
Gleiche Ergebnisse werden bei Mischungen kleiner Mengen von schwereren NGL, sogar bis zu Dekan oder C10H22 erhalten. Eine Mischung von 17,5% Propan und 82,5% Basisgas weist bei einem Übergangsdruck von 7,50 MPa (1088 psia) eine Nettodichte von 0,22 g/cm³ (13,75 lb/CF) auf. Eine Mischung, die 3% Oktan (C8H18) und 97% dieser Propan/Basisgas-Mischung umfasst, weist bei einem Übergangsdruck von 8,55 MPa (1239 psia) eine Nettobasisgasdichte von 0,23 g/cm³ (14,12 lb/CF) auf. Diese liegt zwischen den Werten für einen reinen Propan- und einen reinen Butan-Zusatzstoff. Eine Mischung, die 3% Dekan und 97% des Propan/Basisgas-Gemisches umfasst, weist bei einem Übergangsdruck von 9,2 MPa (1333 psia) eine Bruttodichte von 0,41 g/cm³ (25,74 lb/ft3) und eine Nettobasisgasdichte von 0,23 g/cm³ (14,15 lb/CF) auf.
Die sehr schweren NGL-Bestandteile werden beim Phasenübergangsdruck immer noch in einen Gaszustand verdampfen, solange sie in kleinen Mengen vorhanden sind. Dieses ist ein wichtiges Merkmal der Herstellung aus Gaskondensat- oder Reservoirs hochwertiger Gase, wobei die Flüssigkeiten aus dem Gas auskondensieren, wenn der Druck während des Herstellungsvorganges gesenkt wird. Wenn das Dekan als Fracht betrachtet wird, beträgt die Nettodichte tatsächlich 0,29 g/cm³ (18,35 lb/CF) im Vergleich zu 0,23 g/cm³ (14,15 lb/CF), wenn das Dekan wiederverwertet wird. Bei einem 84,951 Gcm³ (3000 MMCF)-Schiff wandelt sich ein 3%iger Dekangehalt zu 131.000 Bbl Dekan oder etwa 40 Bbl pro MMCF um. Dies impliziert, dass Reservoirs hochwertiger Gase potenziell direkt in das System eingebracht werden können, ohne dass die Notwendigkeit umfangreicher dualer Gas/Flüssigkeits-Beförderungssysteme als Teil des Herstellungsvorganges besteht.
Bei der Herstellung von Treibstoffen für Fahrzeuge impliziert dies, dass das Kombinieren von Erdgas, NGL und schweren Kohlenwasserstoffen vom Benzintyp in einer angemessenen Menge verwendet werden kann, um einen sehr dichten Treibstoff in dem dichten, einphasigen Flüssigkeitszustand zu erzeugen, der andere wünschenswerte Merkmale wie beispielsweise wie eine Oktan- oder Cetan-Zahl haben kann.
7 veranschaulicht die Auswahlmöglichkeiten hinsichtlich der optimalen Art von Zusatzstoff. Bei dieser besonderen Darstellung beträgt die Temperatur –40°C (–40°F), und von der hinzugefügten NGL wird angenommen, dass sie wiederverwendet wird. Das Optimum tritt in einem Druckbereich von 7,59 MPa (1100 psia) bis etwa 10,00 MPa (1450 psia) auf und in einem Bereich der Kohlenstoffzahl von 3 (Propan) bis 4,5 (50%/50% Butan/Pentan). Die Druck/Dichte-Basiskurve liegt über diesem Bereich der Kohlenstoffzahl und ziemlich nahe bei einem Verhältnis von 3:1, so dass das Auswählen jedes dieser Gemische sehr nahe am Optimum wäre.
Unter Bezugnahme auf das allererste Beispiel, das oben angegeben ist, und bei dem ein Gemisch von 86%/14% Methan/Butan vorlag, betrug der Phasenübergangsdruck 10,57 MPa (1532 psia). Unter Bezugnahme auf das obige Gemisch mit 89% Basisgas/11% Butan, betrug der Phasenübergangsdruck 9 MPa (1305 psia). Der Grund für diesen Unterschied liegt darin, dass das Basisgas einige NGL-Bestandteile, nämlich 7,5% Ethan und 3% Propan, enthält.
Unabhängig davon, ob das NGL ein ursprünglicher Bestandteil des Basisgases ist oder durch die Verwendung der Erfindung hinzugefügt wurde, werden die sich ergebenden physikalischen Parameter identisch sein. Daher sollte der Fall der Zugabe von 11% Butan (und einer entsprechenden Kohlenstoffzahl von 4) in den Zusammenhang eines NGL-Bestandteiles in dem Gemisch gestellt werden, das tatsächlich 6,7% Ethan, 2,7% Butan und 11% Butan umfasst. Die durchschnittliche Kohlenstoffzahl des gesamten NGL-Bestandteils beträgt tatsächlich 3,21. Somit tritt ein Phasenübergangsdruck von 9 MPa (1305 psia) bei einer Mischung auf, die eine durchschnittliche NGL-Kohlenstoffzahl (sowohl ursprünglich als auch hinzugefügt) von etwa 3,2 aufweist. Unter Verwendung des Falles von 7,5% Pentan auf das Basisgas tritt bei einer Mischung mit einer durchschnittlichen Kohlenstoffzahl von 3,8 ein Phasenübergangsdruck von 10,35 MPa (1500 psia) auf. Das frühere Beispiel eines 86%/14% Methan/Butan-Gemisches weist eine durchschnittliche Kohlenstoffzahl des gesamten NGL von 4 auf, daher ist der Phasenübergangsdruck höher und liegt bei 10,57 MPa (1531 psia).
Bei einem Wiederverwertungs-Handel wird das Basisgas wahrscheinlich etwas NGL enthalten, das zusammen mit dem hinzugefügten NGL durch ein Fraktionierungssystem auf der Abgabeseite zum Wiederverwerten zurück zur Einspeisungsseite zurückgeführt werden wird. Dieses schrittweise angesammelte NGL muss aus dem Transportvehikel irgendwann entfernt werden, weil sonst der NGL-Gehalt im Laufe der Zeit wachsen und die Nettodichte sich verringern würde. Auf diese Weise wird sich das wiederverwertete NGL im Laufe der Zeit der Zusammensetzung des nur im Basisgas enthaltenen NGL annähern, wie sie von dem Fraktionierungssystem hergestellt ist. Auf diese Weise kann das Fraktionierungssystem verwendet werden, um die Wiedergewinnung so abzustimmen, dass das optimale Gemisch wiederverwertet wird (und nicht irgendwo entfernt werden muss). Die Wiedergewinnung von Propan plus ist vergleichsweise kostengünstig, wohingegen die Wiedergewinnung von Ethan relativ teuer ist. Weiterhin wird es aufgrund seines begrenzten Marktpotenzials viel schwieriger für das wiedergewonnene NGL (unter der Annahme, dass das stufenweise hinzugefügte NGL bei jedem Zyklus wieder gewonnen wird und verworfen werden muss), Märkte zu finden, wenn das NGL Ethan enthielt. Da die meisten Gase abnehmende Mengen von C3, C4, C5 und höheren enthalten, kann eine optimale Mischung einer Kohlenstoffzahl von 3,5 bis 4 dadurch erreicht werden, dass genug Propan wiedergewonnen wird, um die Wirkung schwererer Kohlenwasserstoffe in der Endmischung auszugleichen. Wenn somit eine Kohlenstoffzahl von 4 für das wiederverwertete NGL erwünscht war, und das Basisgas 4%, 2% Butan und 1% Pentan enthielt, würde das Fraktionierungssystem so eingestellt werden, dass es 25% des Propans und das gesamte C4+ wiedergewinnen würde. Das Steuern der Menge des wiedergewonnenen Propans bei einem Fraktionierungssystem ist relativ einfach und von den Fachleuten auf dem Gebiet gut verstanden.
Es ist möglich, dass das gelieferte Gas eine zu hohe Enthalpie oder einen zu hohen WOBBE-Index (ist gleich der Quadratwurzel der Enthalpie geteilt durch die relative Dichte des Gases) aufweist, um in die stromabwärtigen Liefersysteme integriert zu werden. Bei solchen Situationen könnte eine zusätzliche NGL-Wiedergewinnung (im obigen Beispiel Propan) bei der Fraktionierungsanlage erforderlich sein, um ein Gas mit geringerer Enthalpie bereitzustellen, und dies könnte einen suboptimalen NGL-Zusatzstoff ergeben. Bei einer solchen Situation könnte die Gegenwart von Kohlendioxid im Gas nützliche Wirkungen haben, da es den Fraktionierungsturm bevorzugterweise zusammen mit dem gelieferten Gas verlässt und die Enthalpie und den WOBBE-Index des abgegebenen Gases verringert.
Der Einfluss der Gegenwart von Kohlendioxid auf die Nettodichte des Gasgemisches zeigt auch bestimmte Vorteile, wie im Folgenden veranschaulicht ist. Eine Mischung von 82,5% Basisgas und 17,5% Butan weist bei 7,50 MPa (1088 psia) eine Nettodichte von 0,22 g/cm³ (13,75 lb/CF) auf. Das Mischen von 98% dieser Mischung mit 2% Kohlendioxid verringert die Nettodichte auf 0,22 g/cm³ (13,53 lb/CF), verringert aber auch den Übergangsdruck auf 7,40 MPa (1072 psia). Dementsprechend ergibt eine 1,6%ige Verringerung der Nettodichte eine 1,5%ige Verringerung des Druckes. Während es alleine nicht ausreichend ist, um das die wirtschaftliche Verhältnis von 3:1 Druck:Dichte zu rechtfertigen, kann ein solches System unter bestimmten Umstanden zusammen mit der Verringerung der Enthalpie des abgegebenen Gases gegenüber einem System ohne Kohlendioxid zu bevorzugen sein.
Kohlendioxid kann auch verwendet werden, um die Nettodichte von Methan bei Anwendungen mit viel größeren Mischungsverhältnissen zu erhöhen, bei denen große Volumina des Kohlendioxides in dem Basisgas vorhanden sind. Das Hinzufügen von 10% Kohlendioxid zu reinem Methan in einer Mischung von 90% Methan und 10% Kohlendioxid bewirkt eine Nettodichte (ausschließlich des hinzugefügten Kohlendioxides) von 0,12 g/cm³ (7,37 lb/CF) bei einem Übergangsdruck von 8,60 MPa (1246 psia) auf. Reines Methan würde unter diesen Bedingungen eine Dichte von 0,12 g/cm³ (7,33 lb/CF) aufweisen. Daher sind die beiden gleich. Eine 50%/50%-Mischung von Methan/Kohlendioxid weist hinsichtlich des Methans bei einem Übergangsdruck von 7,27 MPa (1053 psia) eine Nettodichte von 0,15 g/cm³ (9,19 lb/CF) auf. Reines Methan weist unter diesen Bedingungen eine Dichte von 0,092 g/cm³ (5,72 lb/CF) auf. Das Hinzufügen von Kohlendioxid erhöht die Nettodichte des Methans auf 160% verglichen mit der, die sie normalerweise wäre. Eine Mischung von 60%/40% Methan/Kohlendioxid weist bei einem Übergangsdruck von 6,73 MPa (975 psia) eine Nettomethandichte von 0,13 g/cm³ (8,28 lb/CF) auf. Reines Methan würde unter diesen Bedingungen eine Dichte von 0,08 g/cm³ (5,12 lb/CF) aufweisen. Dies steht für eine Erhöhung der Nettodichte von 162% verglichen mit der Dichte, die sie normalerweise aufweisen würde. Dieses Merkmal wäre für Systeme, bei denen große Volumina Kohlendioxid im Basisgas vorliegen, und bei denen das Entfernen an der Quelle teuer wäre, und besonders, wenn Verwendungen für das Kohlendioxid entlang des gleichen Handelsweges wie dem des Erdgases gefunden werden könnten, von höchstem wirtschaftlichen Nutzen.
Ungesättigte Kohlenwasserstoffe wie beispielsweise Propylen liefern einen ähnlichen Nutzen wie die gesättigten Kohlenwasserstoffe der gleichen Kohlenstoffzahl. Z. B. weist das Basisgas, das mit 17,5% Propan angereichert ist, eine Nettodichte von 0,22 g/cm³ (13,75 lb/CF) bei einem Übergangsdruck von 7,50 MPa (1088 psia) auf. Das Ersetzen von Propan durch Propylen in dieser Mischung hat nahezu keine Wirkung auf die Werte. Die Nettodichte beträgt bei einem Übergangsdruck von 7,49 MPa (1082 psia) 0,22 g/cm³ (13,74 lb/CF).
Bei einem NGL-Abgabehandel wird der NGL-Zusatzstoff wahrscheinlich zusammen mit dem verfügbaren Vorrat an Basisgas von dem verfügbaren Vorrat an NGL abhängen. Bei einem System, bei dem während des Transportes Treibstoff verbraucht wird, könnte der NGL-Zusatzstoff eine Funktion der Treibstoffspezifikation wie beispielsweise der Oktanzahl bei Automobilen sein. Die obigen Optimierungsberechnungen hinsichtlich der Nettodichte werden nicht anwendbar sein, weil das System über einen weiten Bereich von Bedingungen arbeiten wird, um das Gesamtvolumen von sowohl dem Gas als auch dem NGL zu bewältigen, um die maximale Gesamt- oder Rohdichte der Mischung bei den niedrigsten Kosten zu erreichen. In einem solchen System liefert jede Menge eines hinzugefügten NGL einen Nutzen hinsichtlich der Rohdichte der Mischung. Wenn nicht genug freie NGL vorhanden ist, um die erwünschte Zusammensetzung zu erreichen, kann ein Teil der NGL wiederverwertet werden, um die Dichte der Mischung zu erhöhen.
8 veranschaulicht, wie sich die Kapazität des Systems und der Druck bei geringeren Temperaturen als –40°C (–40°F) verbessern. Bei niedrigeren Temperaturen verbessert sich die Wirtschaftlichkeit des Systems, weil sich die Nettodichte erhöht und sich der Phasenübergangsdruck verringert. Dieses ist für die Mischung mit Propanzusatz gezeigt, wäre aber bei allen Mischungen ähnlich. Für jede Verringerung der Temperatur um 5% von 233,15°K (420°R) erhöht sich die Nettodichte um ungefähr 10% und verringert sich der Phasenübergangsdruck um etwa 15%.
Das Verringern der Temperatur wird jedoch die Dichte des Basisgases ohne irgendeinen Zusatz von NGL ebenfalls erhöhen. Da Methan eine kritische Temperatur von –82,61°C (–116,7°F) aufweist, verringert sich der Nutzen des NGL-Zusatzes, während sich die Temperatur dieser Grenze nähert. Es ist möglich, die gleiche Dichte für das Basisgas ohne NGL-Zusatz zu erreichen, die mit NGL-Zusatz erreicht wird, indem das System ohne den NGL-Zusatz bei einem höheren Druck als bei dem mit NGL angereicherten Gas betrieben wird. Einer der wichtigsten wirtschaftlichen Aspekte der Technologie betrifft die Frage, welches Ausmass an Druckverringerung durch das Hinzufügen von NGL im Vergleich zum Lager des Basisgases zum Transport bei einer ähnlichen Temperatur ohne NGL-Zusatz realisiert wird. Die Druckersparnis wird in 9 gezeigt.
9 veranschaulicht die Druckersparnis bei verschiedenen Temperaturen und zwei Gaszusammensetzungen. Das hochwertige Gas mit 41,14 J/cm³ (1112 BTU/CF) ist (im Vergleich zu einer Mischung, die 89% hochwertiges Gas und 11% n-Butan enthält), zusammen mit einem Schwachgas mit 37,67 J/cm³ (1018 BTU/CF), das eine Zusammensetzung von 99% Methan und 1% Ethan aufweist (im Vergleich zu einer Mischung, die 86% Schwachgas und 14% n-Butan enthält), gezeigt. Die Druckersparnis ist bei ungefähr 2,90 MPa (420 psia) und –40°C (–40°F) für das hochwertige Gas, und bei etwa 3,80 MPa (550 psia) und –62,2°C (–80°F) für das Schwachgas maximal. Der Bereich, bei dem hinsichtlich des hochwertigen Gases eine Druckersparnis auftritt, liegt zwischen –84,4°C (–120°F) und 37,8°C (+100°F), während der Bereich für das Schwachgas etwas größer ist, nämlich zwischen 95,6°C (–140°F) und 43,3°C (+110°F). Diese Kurve definiert den Temperaturbereich, über den die Erfindung einen wirtschaftlichen Wert erbringt.
Selbst wenn die Erfindung bei Temperaturen über –1,1°C (+30°F) nützlich ist, ist es unwahrscheinlich, dass ein Lagersystem, das eine Ausführungsform der Erfindung ist, bei Temperaturen betrieben werden wird, die höher als –1,1°C (+30°F) liegen. Die große Erhöhung der Nettodichte und die große Verringerung des Phasenübergangdrucks bei kleinen Verringerungen der Temperatur implizieren, dass Lagersysteme, die mit einer Art Kühlung betrieben werden, die offensichtlichste Anwendung der Erfindung sein werden. Aus diesem Grund ist der Umfang des in dieser Offenbarung der Erfindung beanspruchten Monopols auf Gastemperaturen unter –1,1°C (+30°F) begrenzt, was die Notwendigkeit der Kühlung impliziert.
10 wird verwendet, um den Druckbereich zu definieren, oberhalb dessen die Erfindung einen Mehrwert erbringt. Hinsichtlich des mit 11% n-Butan angereicherten Basisgases und –40°C (–40°F) beträgt die Nettodichte beim Phasenübergangsdruck von 9 MPa (1305 psia) 0,24 g/cm³ (15,04 lb/CF). Basisgas ohne Zusatz von NGL würde bei 11,89 MPa (1732 psia) und –40°C (–40°F) gelagert werden müssen, um die gleiche Dichte zu erreichen, was einer Druckersparnis von 2,88 MPa (418 psia) entspricht. Weil das mit Butan angereicherte Gas über dem Phasenübergangsdruck fast nicht komprimierbar ist, während das Basisgas immer noch durchaus komprimierbar ist, wird die Nettodichte der beiden Zusammensetzungen bei ungefähr 13,8 MPa (2000 psia) gleich werden. Die Druckersparnisse verringern sich von 2,88 MPa (418 psia) beim Phasenübergangsdruck auf weniger als 0,80 MPa (50 psia) oberhalb von 150% des Phasenübergangdrucks.
Daher erbringt die Erfindung über 150% des Phasenübergangdruckes keinen erheblichen Mehrwert mehr. Umgekehrt fällt die Nettodichte des mit Butan angereicherten Gases dramatisch unterhalb des Phasenübergangsdruckes, wie ebenfalls in 10 gezeigt ist. Bei einem Druck von etwa 6,9 MPa (1000 psia) oder 75% des Phasenübergangdrucks sinkt die Druckersparnis wiederum unter 0,35 MPa (50 psia), und die Erfindung erbringt keinen erheblichen Mehrwert mehr. Somit erbringt die Erfindung zwischen 75% und 150% des Phasenübergangdruckes einen Mehrwert.
Während die tatsächlichen Werte bei verschiedenen Zusammensetzungen etwas unterschiedlich sein werden, werden bei all den verschiedenen Mischungsverbindungen, die hierin diskutiert sind, ähnliche Merkmale festgestellt werden.
Bei einem Transportsystem wird sich die Druckersparnis in mindestens den folgenden identifizierbaren Vorteilen äußern:

– Eine geringere Wandstärke bei dem Behälter mit einer spezifischen Kapazität, von dem angenommen wird, dass er in fast allen Fällen aus Stahl hergestellt ist. Dies bedeutet geringere Kosten und ein geringeres Gewicht und wettbewerbsfähigere Kaufoptionen, weil mehr Stahlwerke die Stahlbehälter mit dünnerer Wand herstellen können.
– Größerer Durchmesser des Behälters, weil Stahlwerke hinsichtlich eines gegebenen Durchmessers gewöhnlich durch die Wandstärke beschränkt sind. Das bedeutet weniger Behälter für eine gegebene Kapazität und verringert die Installation- und die Verteilerkosten, um die Behälter zu verbinden.
– Verringerte ANSI-Bewertung der Ventile und Installationen. Typischerweise werden Systeme, die diese Erfindung verwenden, ANSI-600-Ventile und -Installationen [9,94 MPa (1440 psia)] verwenden, während CNG und Systeme mit höherem Druck höhere und kostenintensivere ANSI-bewertete Ausstattungen verwenden würden.
– Weniger Gewicht bedeutet weniger Treibstoff, der verwendet wird, um das Transportsystem bei einer gegebenen Geschwindigkeit zu betreiben.
– Geringerer Druck bedeutet ein verringertes Komprimierungserfordernis, um das Gas zur Abgabe in den Behälter vorzubereiten.
– Speziell bei Schiffen bedeutet weniger Gewicht in dem Behälter eine größere Schiffshöhe bei den Stabilitätsmerkmalen des Schiffes. Dies bedeutet mehr Ladung.
– Speziell bei Schiffen bedeutet weniger Gewicht einen geringeren Tiefgang des Schiffes, was erlaubt, mehr Häfen anzulaufen.

11 zeigt die Form der Dekomprimierungskurve des RNG-Systems, wenn das Gas bei einem Abgabepunkt entladen wird. Dies kann verwendet werden, um einen zusätzlichen Nutzen aus der Erfindungen zu ziehen. Die Kurve ist nicht linear und ist für den Fall von 11% n-Butan gezeigt.
Die Gesamtdichte einer dichten, einphasigen Flüssigmischung bei 9 MPa (1305 psia) beträgt 0,34 g/cm³ (21,06 lb/CF). Die Gesamtdichte der gleichen Mischung in einem Zweiphasen-System bei 0,35 MPa (650 psia) beträgt 0,09 g/cm³ (5,47 lb/CF). Bei 2,42 MPa (350 psia) beträgt die Gesamtdichte der gleichen Mischung in einem Zweiphasen-Zustand 0,04 g/cm³ (2,41 lb/CF).
Somit können 75% der Ladung bei einer Druckverringerung von 50% entladen werden, und 89% der Ladung können bei einer der Druckverringerung von 73% entladen werden, wenn angenommen wird, dass gleichzeitig eine angemessene Menge von Flüssigkeit und Dampf entladen werden.
Da Gasliefersysteme, die sich nahe den Märkten befinden, typischerweise bei Drücken im Bereich von 2,42 bis 4,49 MPa (350–650 psia) betrieben werden, kann dies den Umfang der Komprimierung minimieren, der benötigt wird, um das Gas aus dem Schiff zu entladen, sobald der Druck auf dem Schiff unter den Marktlieferdruck fällt.
Es ist auch ziemlich typisch, dass die Gasherstellung bei höheren Druckwerten, nahe dem Lagerdruck von 9 MPa (1305 psia), zur Verfügung steht. Auf diese Weise kann gesehen werden, dass das System nützlichen Druck beibehält und der Umfang an Leistung minimiert wird, die benötigt wird, um den Gasdruck lediglich zum Zweck des Transportes zu verändern.
Komprimierte Erdgassysteme verwenden viel Energie, um das Gas zur Lagerung zu komprimieren, und das meiste des nützlichen Druckes wird bei der Abgabe an den Markt abgelassen. Bei LNG wird der Druck abgelassen, wenn es zur Lagerung geliefert wird, und der Druck muss dann neu aufgebaut werden, wenn es an den Markt geliefert wird. Dieses System kann derart gestaltet werden, dass es bei einem Druck zwischen dem Annahmedruck und dem Abgabedruck betrieben wird und somit wenig Druck während des Vorganges der Bereitstellung für den Transport, für das Laden und Entladen abgelassen oder verschwendet wird.
Das Konzept der Extrahierung von Methan oder Schwachgas, um die gleichen Ergebnisse wie die obigen zu erreichen, wird wie folgt veranschaulicht:
Da sie besondere Anwendung auf Gas findet, das aus Gaskondensatreservoirs oder aus einem Gas, das zusammen mit Öl hergestellt wird, hergestellt wird, wurde eine Gasanalyse von einem Gaskondensatreservoir in Peru verwendet. Das Rohgas enthält 47,88 J/cm³ (1294 BTU/CF), wobei etwa 1,7% des Gases aus C7+ zusammengesetzt sind. Bei der Herstellung von 28821 Milliarden cm³ pro Tag (1017,8 MMCFD) wird angenommen, dass pro Tag 3660 l (23.027 BPD) C7+ in Form von Öl extrahiert werden, was 28317 Milliarden cm³ Gas pro Tag (1000 MMCFD) mit 44,38 J/cm³ (1199,5 BTU/CF) übrig lässt. Wenn dieses Gas auf –56,7°C (–70°F) abgekühlt und bei 6,13 MPa (888 psia) in einen Kondensatsammler gefüllt wird, tritt eine Zweiphasen-Auftrennung auf. Der Dampf enthält 50 Molvolumen-% oder 14159 Milliarden cm³ pro Tag (500 MMCFD) mit einer Enthalpie von 39,14 J/cm³ (1057,8 BTU/CF). Während der Dampf hauptsächlich Methan enthält, gibt es kleine Mengen Ethan und Propan; somit betrifft die Erfindung die Entfernung von Methan oder einem Schwachgas. Die Flüssigkeit enthält 50 Molvolumen-% oder 14159 Milliarden cm³ pro Tag (500 MMCFD) mit 49,61 J/cm³ (1340,9 BTU/CF). Die Flüssigkeit aus dem Kondensatsammler kann auf 8,13 MPa (1178 psia) aufgepumpt werden und dann durch Wärmeaustausch mit dem Gas aus dem Einlassgas auf bis zu –40°C (–40°F) aufgewärmt werden, wobei es sehr schnell in einen Dampfzustand übergeht. Der Phasenübergangsdruck dieser Mischung beträgt 8,13 MPa (1178 psia) bei –40°C (–40°F), und die Dichte 0,34 g/cm³ (21,25 lb/CF). Diese dichte, einphasige Flüssigkeit kann nun an ein Schiff und an den Markt geliefert werden, ohne dass die Notwendigkeit einer NGL-Wiederverwertung besteht. Der C3-C6-Bestandteil der Mischung steht für 41917 BPD von NGL, die nicht wiederverwertet werden muss. Der Dampf aus dem Kondensatsammler kann entweder zurück an das Reservoir zur Einspritzung zur Druckaufrechterhaltung geliefert werden, oder er kann an die LNG-Anlage zur Verflüssigung und zur Lieferung an den Markt abgegeben werden. Wenn man annimmt, dass der Dampf benötigt wird, um den Druck aufrechtzuerhalten, kann die Kälte durch Wärmeaustausch mit dem Einlassgas wiedergewonnen werden. Es gibt zusätzlich einen Nutzen beim Verringern der Enthalpie des eingespritzten Gases in ein Reservoir zur Druckaufrechterhaltung. Unter der Annahme von Reservoirbedingungen von 65,6°C (150°F) und 14,70 MPa (2031 psia) beträgt der z-Faktor von dem Rohgas mit 44,38 J/cm³ (1199,5 BTU/CF) 0,801 bei einer Dichte von 0,13 g/cm³ (8,13 lb/CF). Der Z-Faktor des Gases mit 39,14 J/cm³ (1057,8 BTU/CF) beträgt 0,859 bei einer Dichte von 0,11 g/cm³ (6,59 lb/CF). Somit wird eine Masse Schwachgas, die nur 81% des hochwertigen Gases entspricht, benötigt, um den gleichen Druck aufrechtzuerhalten, was größere Gasverkäufe während der Druckaufrechterhaltungsphase der Reservoirlebensdauer erlaubt. Wenn man annimmt, dass das Restgas als LNG verkauft werden kann, durchläuft der kalte Dampf weiterhin zusätzliche Abkühlungen, um zu LNG zu werden. Es gibt einen Gesamtsystemnutzen beim Liefern eines Schwachgases an die LNG-Anlage und des hochwertigen Gases an das System, wie durch diese Erfindung beschrieben ist. Der Nutzen dieses Systems besteht darin, dass eine zusätzliche große Menge an Masse für den gleichen Preis an den Markt geliefert werden kann, weil das NGL nicht wiederverwertet wird. Der Nutzen hinsichtlich des LNG liegt darin, dass die Verflüssigungstemperatur von NGL sehr viel höher als die von Methan ist, z. B. verflüssigt sich Ethan bei –88,3°C (–127°F), wohingegen Propan sich bei –42,2°C (–44°F) verflüssigt. Im Wesentlichen ist die gesamte zusätzliche Arbeit, die geleistet wird, um den NGL-Bestandteil des Gases auf eine Temperatur von –162,2°C (–260°F) abzukühlen, verschwendet, und würde einen besseren Mehrwert erbringen, wenn sie zum Abkühlen von zusätzlichem Methan verwendet werden würde. Zusätzlich gibt es ein Problem beim LNG-Transport von Rollover, was dazu neigt, die Menge des NGL in dem System zu begrenzen. Typischerweise wird der NGL-Bestandteil des LNG an der Quelle unter Verwendung einer Fraktionierung abgetrennt und unter Verwendung von LPG-Transportmitteln zum Markt transportiert.
Das Vorstehende hat bestimmte spezifische Ausführungsformen der Erfindung veranschaulicht, andere Ausführungsformen werden aber für die Fachleute auf dem Gebiet offenkundig sein. Daher ist beabsichtigt, dass der Umfang der Erfindung nicht durch die beschriebenen Ausführungsformen begrenzt wird, sondern vielmehr durch den Umfang der beigefügten Ansprüche.

Claims

Verfahren für die Lagerung von Erdgas in einem Transport-Druckbehälter und den anschließenden Transport des Erdgases, wobei das Verfahren die Kühlung des Erdgases unter die Umgebungstemperatur und die Hinzufügung eines gesättigten oder ungesättigten Kohlenwasserstoffes mit zwei oder mehr Kohlenstoffatomen oder Kohlendioxid oder die Entfernung von Methan oder eines Schwachgases aus einem reicheren Erdgas umfasst, mit der Lagerung und dem Transport des sich ergebenden Produktes bei einer Temperatur zwischen –95,6 Grad C und weniger als –40 Grad C und bei einem Druck zwischen 75% und 150% des Phasenübergangsdrucks des sich ergebenden Gasgemisches.
Verfahren, wie in Anspruch 1 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass der hinzugefügte Kohlenwasserstoff ein Kohlenwasserstoff mit zwei Kohlenstoffatomen ist und der Druck im Bereich von 75% des Phasenübergangsdrucks des sich ergebenden Gasgemisches und 6,9 MPa liegt.
Verfahren, wie in Anspruch 1 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass der hinzugefügte Kohlenwasserstoff ein Kohlenwasserstoff mit drei Kohlenstoffatomen ist und der Druck im Bereich von 75% des Phasenübergangsdrucks des sich ergebenden Gasgemisches und 6,9 MPa liegt.
Verfahren, wie in Anspruch 1 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass der hinzugefügte Kohlenwasserstoff ein Kohlenwasserstoff mit vier oder mehr Kohlenstoffatomen ist.
Verfahren, wie in einem der Ansprüche 1 bis 4 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass ein Gemisch aus Zusatzstoffen verwendet wird.
Verfahren, wie in Anspruch 1 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass der hinzugefügte Kohlenwasserstoff Ethan, Propan, n-Butan, n-Pentan oder ein Gemisch derselben ist.
Verfahren, wie in Anspruch 6 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass der hinzugefügte Kohlenwasserstoff Propan ist und die Menge des hinzugefügten Propans 15–25% ist.
Verfahren, wie in Anspruch 6 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass der hinzugefügte Kohlenwasserstoff Butan ist und die Menge des hinzugefügten Butans 10–15% ist.
Verfahren, wie in einem der Ansprüche 1 bis 8 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass ein Gemisch aus Zusatzstoffen verwendet wird und dass das hinzugefügte Kohlenwasserstoffgemisch eine Kohlenstoffzahl von 3 bis 4,5 hat.
Verfahren, wie in einem der Ansprüche 1 bis 9 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass für die Kühlung kein Flüssig-Erdgas (LNG) verwendet wird.
Verfahren, wie in einem der Ansprüche 1 bis 10 beansprucht, dadurch gekennzeichnet, dass der Druck zumindest 100% des Phasenübergangsdrucks des sich ergebenden Gasgemisches beträgt.