WO2021058130A1 - Verfahren und anlage zur gewinnung von komponenten aus erdgas - Google Patents

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Gabriel SALAZAR DUARTE
Stefan Pleintinger
Patrick Schiffmann
Verena Kramer
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Definitions

  • the present invention relates to a method for extracting components from natural gas and a corresponding system according to the respective preambles of the independent claims.
  • Natural gas contains different components, some of which have a higher economic and technical value than natural gas as a mixture. It is therefore advantageous to extract so-called natural gas liquids (NGL), liquefied petroleum gas (LPG), natural gas condensates and possibly pure components such as methane, ethane, propane and butane from natural gas or to fractionate the natural gas for this purpose.
  • NNL natural gas liquids
  • LPG liquefied petroleum gas
  • natural gas condensates and possibly pure components such as methane, ethane, propane and butane from natural gas or to fractionate the natural gas for this purpose.
  • US 2017/0320736 A1 and EP 3034466 B1 disclose a method for extracting helium from a process gas.
  • the process gas is fed to a first membrane separation stage with a first membrane at a pressure of less than 15 bar, which is more permeable to helium than to at least one other component in the process gas.
  • a first retentate stream becomes a second Membrane separation stage supplied with a second membrane, which is more permeable to helium than to at least one other component in the process gas.
  • Helium is separated from a permeate stream of the first membrane separation stage by means of pressure swing adsorption in order to obtain a helium-containing product stream.
  • a helium-containing permeate stream from the second membrane separation stage is fed to the first membrane separation stage.
  • a purge gas from the pressure swing adsorption is also fed back into the first membrane separation stage.
  • the present invention proposes a method for extracting components from natural gas and a corresponding system with the features of the respective independent claims.
  • Advantageous embodiments of the invention are each the subject matter of the dependent claims and the following description.
  • the present invention is described below mainly with reference to natural gas as the starting gas, but is basically also suitable for processing other gas mixtures, for example biogas or gas mixtures with nitrogen as the main component.
  • the present invention proposes an overall advantageous process for the production of natural gas components, including in particular helium, which works completely non-cryogenically during the actual production of helium and the production of some other components.
  • non-cryogenic extraction is understood here to mean extraction which is carried out entirely at a temperature level above 0 ° C, in particular above -50 ° C or above -100 ° C.
  • the non-cryogenic extraction makes it possible to dispense with expensive, maintenance-intensive and complex low-temperature components that would otherwise be required.
  • the process proposed according to the invention is also extremely flexible due to the at least partially non-cryogenic process management.
  • the removal of heavier hydrocarbons that is to say hydrocarbons with two and more, in particular three and more, for example two, three, four, five and six carbon atoms, as explained below, can also be carried out non-cryogenically and using an adsorbent in an adsorption process respectively.
  • a corresponding adsorption process can be carried out, for example, using three or more adsorption vessels.
  • adsorbent a silica gel-based adsorbent can be used. With this technique, however, one can rather separate hydrocarbons with a carbon number of six and more; the separation of hydrocarbons with two and three carbon atoms or their removal from the natural gas is more complex.
  • a “permeate” is understood to mean a gas mixture which predominantly or exclusively comprises components of a gas mixture fed to the membrane separation step (separating insert) which are not or rather not retained by a membrane used in a membrane separation step, i.e. which make the membrane lighter happen than others.
  • membranes are used in particular that retain methane to a greater extent than helium. In this way, the permeate is enriched in helium.
  • a corresponding membrane is, for example, a commercial polymer membrane which can be used on an industrial scale for the separation of corresponding components.
  • a permeate can be taken from a membrane separation unit used in the membrane separation step on the other side of the membrane than that on which the separation insert is fed to the membrane separation unit.
  • a “retentate” is a gas mixture which predominantly comprises components which are completely or at least predominantly retained by the membrane used in the membrane separation step.
  • the retentate considered in the context of the present invention is in particular enriched in methane and depleted in helium.
  • the retentate can be removed from a membrane separation unit used in the membrane separation step on the same side of the membrane on which the separation insert of the membrane separation unit is also fed.
  • An “adsorbate” comprises those components which, in a pressure swing adsorption, adsorb on an adsorbent in an adsorption step under a higher pressure and are released therefrom in a desorption step at a lower pressure.
  • the desorption step is that step which is initiated after partial or complete saturation of an adsorbent used with a reduction in pressure.
  • the adsorbate is thus enriched in the components adsorbing on the adsorbent in the adsorption step, here methane versus helium.
  • a “nonadsorbate” is the gas mixture which flows past or through the adsorbent in the adsorption step and is discharged from the adsorption unit.
  • the nonadsorbate is thus enriched in the non-adsorbing components, here helium versus methane.
  • the present invention proposes a method for the extraction of natural gas components, in which a methane and helium-containing feed mixture is provided using natural gas and a natural gas product enriched in methane and depleted in helium with respect to the input mixture and a natural gas product depleted in methane with respect to the input mixture of helium-enriched helium product is subjected to a separation sequence comprising one or more membrane separation steps and one or more pressure swing adsorption steps.
  • the feed mixture is provided using natural gas containing methane, higher hydrocarbons, helium and carbon dioxide, and the preparation of the feed mixture comprises reducing the natural gas used to provide the feed mixture in carbon dioxide and in the higher hydrocarbons.
  • the feed mixture can be depleted of the higher hydrocarbons in such a way that the hydrocarbon dew point at the operating pressure of, for example, approx. 10 to 150 bar (abs.) Is less than -10 ° C and the (residual) content of carbon dioxide is less than 2 vol-% is.
  • the methane content can make up the majority of the remainder, for example 96 to 99 or up to 99.9 mol%.
  • the natural gas used to provide the feed mixture can, for example, have a hydrocarbon dew point at the operating pressure of more than -10 ° C.
  • the carbon dioxide content can be, for example, more than 50 vppm (ppm by volume), the helium content more than 50 vppm.
  • the natural gas used to provide the feed mixture can contain further acid gases, water and the like, which can be removed in a suitable manner when the feed mixture is prepared.
  • the removal of the higher hydrocarbons can in particular take place non-cryogenically in the manner mentioned at the outset and explained below, whereas the removal of carbon dioxide in particular by suitable means Washing processes (amine washes) can be deposited.
  • washing processes amine washes
  • a sufficiently compressed natural gas can be subjected to Joule-Thomson expansion, in particular for the removal of the higher hydrocarbons.
  • the higher hydrocarbons can in particular also be removed using an oil wash.
  • a temperature swing adsorption step can be used to remove the higher hydrocarbons, as proposed in US Pat. No. 5,557,030 A, US 2013/0291723 A1, WO 2014/021900 A1 or DE 102006011 031 A1.
  • natural gas can, for example, also be subjected to oil scrubbing in order to separate off corresponding hydrocarbons.
  • the washing oil can consist of a short-chain or a long-chain hydrocarbon.
  • Using a long-chain washing oil with a relatively low vapor pressure has the advantage that relatively little washing oil is lost to the gas to be cleaned, but a relatively large amount of energy has to be expended in the regeneration by boiling. If a short-chain washing oil with a relatively high vapor pressure is used, this disadvantage does not apply, but more of it possibly passes into the gas phase, so that a relatively large amount of fresh oil has to be made available.
  • Thermal processes in which heavy hydrocarbons are condensed out by direct cooling with the aid of a refrigerant are also known. This technology is very robust, but typically does not allow a sharp separation of individual hydrocarbon fractions.
  • the natural gas can be expanded isenthalpically from high to low pressure via a throttle, which cools it down.
  • a throttle which cools it down.
  • only the dew point of the gas can be set.
  • high pressure differentials are required.
  • the removed hydrocarbons can be obtained in a corresponding product fraction and used in any way.
  • the carbon dioxide obtained in this way can also be used for suitable purposes, for example for the beverage industry or tertiary oil production.
  • the natural gas used to provide the feed mixture is supplied to an external natural gas source at a pressure level of 10 to 150 bar (abs.) Or possibly more (natural gas may even flow from reservoirs at 200 to 500 bar) removed and not further compressed upstream of the one or more membrane separation steps.
  • the compression is therefore not part of the method according to the invention.
  • the method according to the invention is, as mentioned, also suitable for other gas mixtures which are suitably composed, in particular if they are provided under a corresponding pressure.
  • the natural gas used to provide the feed mixture has in particular more than 0.5% by volume of carbon dioxide. It thus differs fundamentally from the gas mixture used, for example, in EP 3034466 B1 mentioned in the introduction.
  • the method according to the invention comprises in particular a two-stage membrane separation with subsequent pressure swing adsorption; It is therefore a process in which the separation sequence comprises a first membrane separation step, a second membrane separation step and a pressure swing adsorption step, wherein in the first membrane separation step a first retentate and a first permeate, in the second membrane separation step a second retentate and a second permeate, and a nonadsorbate and an adsorbate are formed in the pressure swing adsorption step.
  • the membrane separation steps serve in particular to deplete the gas mixture in methane in such a way that residual methane can be separated in the pressure swing adsorption step.
  • At least part of the adsorbate and at least part of the second permeate are advantageously fed to the first membrane separation step together with the feed mixture.
  • part of the first retentate is also fed to the second membrane separation step, at least part of the first permeate is fed to the pressure swing adsorption step, at least part of the second retentate is used to provide the natural gas product, and at least part of the nonadsorbate is used to provide the helium product.
  • the first retentate can in particular comprise 50 to 99 percent of the methane and 0.1 to 10 percent of the helium, which is fed to the first membrane separation step in a gas mixture, here in the form of the feed mixture, the second permeate and the adsorbate or parts thereof.
  • the first permeate can in particular comprise up to 80 percent of the methane and more than 20 percent of the helium that is fed to the first membrane separation step. Unless otherwise stated, the percentages here and below denote, in particular, percentages by volume.
  • the second retentate can in particular comprise 10 to 99.999 percent of the methane and 10 to 10,000 vppm of the helium, which is fed to the second membrane separation step in a gas mixture, here in the form of the first retentate or a part thereof becomes.
  • the second permeate can in particular comprise up to 95 percent of the methane and more than 5 percent of the helium that is fed to the second membrane separation step.
  • the nonadsorbate can in particular comprise up to 1 percent of the methane and more than 99,999 percent of the helium which is fed to the pressure swing adsorption step in a gas mixture, here in the form of the first permeate or a part thereof.
  • the adsorbate can in particular comprise more than 30 percent of the methane and up to 70 percent of the helium that is fed to the pressure swing adsorption step.
  • the first retentate can contain 10 to 99 percent methane and 1 to 5 percent helium
  • the first permeate can contain more than 30 percent helium
  • the second retentate can contain 10 to 99 percent methane and 100 to 1000 vppm helium
  • the second permeate can contain up to 70 percent methane and 10 to 30 percent helium
  • membranes are used that have a higher permeability for helium than for methane, and that in the pressure swing adsorption step an adsorbent is used that has a higher affinity for methane than for helium.
  • the pressure swing adsorption step is advantageously operated with an adsorption pressure level of 6 to 20 bar (abs.) And a desorption pressure level of less than 0.5 bar (rel.), The nonadsorbate being provided at the adsorption pressure level and the adsorbate at the desorption pressure level.
  • the second permeate is provided at a permeate pressure level of in particular less than 0.5 bar (rel.) Bar and the first membrane separation step is operated with an inlet pressure level which is above the desorption pressure level and the permeate pressure level of the second permeate, with the adsorbate or the part of the adsorbate which is fed together with the feed mixture to the first membrane separation step, and the second permeate or the part of the second permeate which is fed together with the feed mixture is fed to the first membrane separation step, are compressed to the inlet pressure level of the first membrane separation step.
  • the inlet pressure in the first and second membrane separation step is in particular from 10 to 150 bar (abs.).
  • the natural gas used to provide the feed mixture is either initially depleted in carbon dioxide and then in the higher hydrocarbons or first in the higher hydrocarbons and then in carbon dioxide.
  • the invention also relates to a plant for the extraction of natural gas components which is set up to provide a feed mixture containing methane and helium using natural gas and to obtain a natural gas product enriched in methane and depleted in helium and a natural gas product depleted in methane compared to the feed mixture and subjecting helium-enriched helium product to a separation sequence comprising one or more membrane separation steps and one or more pressure swing adsorption steps.
  • the system is characterized according to the invention by means that are set up to provide the feed mixture using methane, higher hydrocarbons, helium and carbon dioxide-containing natural gas, and to provide the feed mixture in such a way that the natural gas used to provide the feed mixture of carbon dioxide and is depleted in the higher hydrocarbons.
  • FIG. 1 illustrates an embodiment of the present invention in a simplified, schematic representation.
  • FIG. 2 illustrates an embodiment of the present invention in a simplified, schematic representation.
  • FIGS. 1 and 2 methods according to preferred embodiments of the present invention are illustrated in a simplified, schematic representation in the form of simplified process flow diagrams. In addition to the methods shown, the following explanations relate to corresponding devices in the same way.
  • the methods 100, 200 each serve to extract natural gas components.
  • natural gas which is provided in the form of a feed stream A and can be taken from an external source such as a tank or a pipeline or a borehole, for example at a suitable pressure level
  • a feed mixture containing methane and helium is produced using process steps that will be explained in detail below B is provided and is subjected to a separation sequence denoted overall by 10 while obtaining a natural gas product C enriched in methane and depleted in helium and a helium product D depleted in methane and enriched in helium compared to the input mixture.
  • the separation sequence 10 comprises a first membrane separation step 11, a second membrane separation step 12 and a pressure swing adsorption step 13.
  • a first retentate R1 and a first permeate P1 in the first membrane separation step 11, a second retentate R2 and a second permeate P2, and in the pressure swing adsorption step 13, a nonadsorbate N and an adsorbate A are formed. It is a gas mixture in each case.
  • At least part of the adsorbate A and at least part of the second permeate P2 are fed to the first membrane separation step 11 together with the feed mixture B in the illustrated examples, at least part of the first retentate R1 is fed to the second membrane separation step 12, at least part of the first Permeate P1 is fed to the pressure swing adsorption step 13, at least part of the second retentate R2 is used to provide the natural gas product C, and at least a part of the nonadsorbate N is used to provide the helium product D.
  • the feed mixture B is provided using natural gas containing methane, higher hydrocarbons, helium and carbon dioxide.
  • the natural gas stream therefore contains these components.
  • the provision of the feed mixture B includes the depletion of the natural gas A used to provide the feed mixture in a process step 1 in carbon dioxide and in a process step 2 in the manner explained above of the higher hydrocarbons.
  • the difference between methods 100 and 200 results, in particular, in the sequence of method steps 1 and 2.
  • a carbon dioxide stream E in method step 2, a stream F with heavier hydrocarbons educated.
  • the feed mixture can be cooled by means of a heat exchanger 3 before it is combined with the recirculated second permeate P2 and the adsorbate A.
  • the latter material flows can be compressed together by means of a compressor 4 and cooled by means of a heat exchanger 5.
  • a compressor 6 is provided for compressing the first permeate P1.

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Abstract

Es wird ein Verfahren (100, 200) zur Gewinnung von Erdgaskomponenten vorgeschlagen, bei dem unter Verwendung von Erdgas ein Methan und Helium enthaltendes Einsatzgemisch bereitgestellt und unter Erhalt eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan angereicherten und an Helium abgereicherten Erdgasprodukts und eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan abgereicherten und an Helium angereicherten Heliumprodukts einer Trennsequenz (10) unterworfen wird, die einen oder mehrere Membrantrennschritte (11, 12) und einen oder mehrere Druckwechseladsorptionsschritte (13) umfasst. Es ist vorgesehen, dass das Einsatzgemisch unter Verwendung von Methan, höhere Kohlenwasserstoffe, Helium und Kohlendioxid enthaltendem Erdgas bereitgestellt wird, und dass die Bereitstellung des Einsatzgemischs umfasst, das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas an Kohlendioxid und an den höheren Kohlenwasserstoffen abzureichern. Eine entsprechende Anlage ist ebenfalls Gegenstand der vorliegenden Erfindung.

Description

Beschreibung
Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Komponenten aus Erdgas
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von Komponenten aus Erdgas und eine entsprechende Anlage gemäß den jeweiligen Oberbegriffen der unabhängigen Patentansprüche.
Stand der Technik
Erdgas enthält unterschiedliche Komponenten, die teilweise einen höheren wirtschaftlichen und technischen Wert besitzen als Erdgas als Mischung. Daher ist es vorteilhaft, beispielsweise sogenannte Natural Gas Liquids (NGL), Flüssiggas (LPG), Erdgaskondensate und ggf. reine Komponenten wie Methan, Ethan, Propan und Butan aus Erdgas zu gewinnen bzw. das Erdgas zu diesem Zweck zu fraktionieren.
Die Fraktionierung von Erdgas erfolgt typischerweise in kryogen arbeitenden Prozessanlagen, die entsprechend den lokalen Markt- und Kundenanforderungen maßgeschneidert oder standardisiert sind. Zu entsprechenden Verfahren sei beispielsweise auf den Artikel "Natural Gas" in Ullmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry, Onlineveröffentlichung 15 Juli 2006, DOI:
10.1002/14356007. a 17_073. pub2, verwiesen.
Auch Verfahren und Anlagen zur Gewinnung von Helium aus Erdgas sind bekannt und werden z.B. in H.-W. Häring (Hrsg.), Industrial Gas Processing, Wiley VCH, 2006, insbesondere Kapitel 4, "The Noble Gas Helium" oder im Artikel "Noble Gases" in Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, Onlineveröffentlichung 15. März 2001, DOI: 10.1002/14356007. a10_045.pub2 beschrieben. Es sind kryogene, membranbasierte und kombinierte Verfahren und Anlagen bekannt.
Die US 2017/0320736 A1 und die EP 3034466 B1 offenbaren ein Verfahren zur Gewinnung von Helium aus einem Prozessgas. Das Prozessgas wird bei einem Druck von weniger als 15 bar einer ersten Membrantrennstufe mit einer ersten Membran zugeführt, die für Helium leichter durchlässig ist als für mindestens eine andere Komponente im Prozessgas. Ein erster Retentatstrom wird einer zweiten Membrantrennstufe mit einer zweiten Membran zugeführt, die für Helium leichter durchlässig ist als für mindestens eine andere Komponente im Prozessgas. Helium wird aus einem Permeatstrom der ersten Membrantrennstufe mittels einer Druckwechseladsorption abgetrennt, um einen heliumhaltigen Produktstrom zu erhalten. Ein heliumhaltiger Permeatstrom der zweiten Membrantrennstufe wird der ersten Membrantrennstufe zugeführt. Ein Spülgas aus der Druckwechseladsorption wird ebenfalls in die erste Membrantrennstufe zurückgeführt.
Man kann zur Fraktionierung von Erdgas nach einem ersten Kondensationsschritt unter Gewinnung schwerer Kondensate zunächst eine Verdichtung und Sauergasentfernung vornehmen. Nach einer Dehydratisierung kann dann eine Abkühlung auf kryogene Temperaturen und eine Behandlung in einem sogenannten Deethanizer zur Entfernung von Ethan und leichter siedenden Komponenten erfolgen. Der verbleibende Rest kann in einem sogenannten Depropanizer behandelt werden, um Propan zu entfernen. Nach der Entfernung von Propan können aus dem verbleibenden Rest in einem sogenannten Debutanizer die Butanisomere abgetrennt. Der wiederum verbleibende Rest wird mit den in dem ersten Kondensationsschritt gebildeten schweren Kondensaten vereinigt. Varianten des soeben vorgestellten Verfahrens unterscheiden sich insbesondere in der Abfolge der einzelnen Schritte und der Bildung der jeweiligen Fraktionen.
Die Fraktionierung von Erdgas und die Gewinnung von Helium aus Erdgas gestalten sich aufgrund der verwendeten kryogenen Temperaturen herkömmlicherweise als aufwendig und kostenintensiv. Es besteht daher der Bedarf nach verbesserten Verfahren und Anlagen zur Fraktionierung von Erdgas und zur Gewinnung von bestimmten Komponenten aus Erdgas.
Offenbarung der Erfindung
Vor diesem Hintergrund schlägt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Gewinnung von Komponenten aus Erdgas und eine entsprechende Anlage mit den Merkmalen der jeweiligen unabhängigen Patentansprüche vor. Vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind jeweils Gegenstand der abhängigen Patentansprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung. Die vorliegende Erfindung wird nachfolgend überwiegend unter Bezugnahme auf Erdgas als Ausgangsgas beschrieben, eignet sich jedoch grundsätzlich auch zur Bearbeitung anderer Gasgemische, beispielsweise von Biogas oder Gasgemischen mit Stickstoff als Hauptkomponente.
Die vorliegende Erfindung schlägt einen insgesamt vorteilhaften Prozess zur Gewinnung von Erdgaskomponenten, darunter insbesondere von Helium, vor, das bei der eigentlichen Heliumgewinnung und der Gewinnung einiger anderer Komponenten vollständig nichtkryogen arbeitet. Unter dem Begriff der "nichtkryogenen" Gewinnung wird dabei hier eine Gewinnung verstanden, die vollständig auf einem Temperaturniveau von oberhalb von 0 °C, insbesondere oberhalb von -50 °C oder oberhalb von -100 °C, durchgeführt wird. Durch die nichtkryogene Gewinnung wird dabei ein Verzicht auf anderenfalls erforderliche teure, wartungsintensive und komplexe Tieftemperaturkomponenten ermöglicht. Der erfindungsgemäß vorgeschlagene Prozess ist ferner durch die zumindest teilweise nichtkryogene Prozessführung ausgesprochen flexibel.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung kann insbesondere auch die nachfolgend noch erläuterte Entfernung von schwereren Kohlenwasserstoffen, also Kohlenwasserstoffen mit zwei und mehr, insbesondere drei und mehr, beispielsweise zwei, drei, vier, fünf und sechs Kohlenstoffatomen, nichtkryogen und unter Verwendung eines Adsorptionsmittels in einem Adsorptionsprozess erfolgen.
Ein entsprechender Adsorptionsprozess kann beispielsweise unter Verwendung von drei oder mehr Adsorptionsbehältern durchgeführt werden. Als Adsorptionsmittel kann ein auf Silikagel basierendes Adsorbens verwendet werden. Mit dieser Technik kann man allerdings eher Kohlenwasserstoffe mit einer Kohlenstoffanzahl von sechs und mehr trennen; die Trennung von Kohlenwasserstoffen mit zwei und drei Kohlenstoffatomen bzw. deren Entfernung aus dem Erdgas ist aufwendiger.
Zur Erläuterung der Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden die Begriffe "Permeat", "Retentat", "Adsorbat" und "Nonadsorbat" verwendet, die in der nachfolgend erläuterten Weise verstanden werden sollen. Unter einem "Permeat" wird im Rahmen der vorliegenden Anmeldung ein Gasgemisch verstanden, das überwiegend oder ausschließlich Komponenten eines dem Membrantrennschritt zugeführten Gasgemischs (Trenneinsatz) aufweist, die von einer in einem Membrantrennschritt eingesetzten Membran nicht oder eher nicht zurückgehalten werden, die also die Membran leichter passieren als andere. Im Rahmen der Erfindung werden insbesondere Membranen eingesetzt, die Methan im Gegensatz zu Helium stärker zurückhalten. Auf diese Weise wird das Permeat an Helium angereichert. Bei einer entsprechenden Membran handelt sich beispielsweise um eine kommerzielle Polymermembran, welche großtechnisch zur Abtrennung von entsprechenden Komponenten eingesetzt werden kann. Ein Permeat kann einer in dem Membrantrennschritt eingesetzten Membrantrenneinheit auf der anderen Seite der Membran entnommen werden als jener, auf welcher der T renneinsatz der Membrantrenneinheit zugeführt wird.
Entsprechend handelt es sich bei einem "Retentat" um ein Gasgemisch, das überwiegend Komponenten aufweist, die von der in dem Membrantrennschritt eingesetzten Membran vollständig oder zumindest überwiegend zurückgehalten werden. Das im Rahmen der vorliegenden Erfindung betrachtete Retentat ist insbesondere an Methan an- und an Helium abgereichert. Das Retentat kann einer in dem Membrantrennschritt eingesetzten Membrantrenneinheit auf derselben Seite der Membran entnommen werden, auf der auch der Trenneinsatz der Membrantrenneinheit zugeführt wird.
Ein "Adsorbat" umfasst jene Komponenten, die in einer Druckwechseladsorption in einem Adsorptionsschritt unter höherem Druck an ein Adsorbens adsorbieren und in einem Desorptionsschritt bei geringerem Druck hiervon freigesetzt werden. Der Desorptionsschritt ist jener Schritt, der nach teilweiser oder vollständiger Absättigung eines eingesetzten Adsorbens unter Druckreduktion eingeleitet wird. Das Adsorbat ist damit an den im Adsorptionsschritt an das Adsorbens adsorbierenden Komponenten, hier Methan gegenüber Helium, angereichert.
Entsprechend handelt es sich bei einem "Nonadsorbat" um das Gasgemisch, das in dem Adsorptionsschritt an dem Adsorbens vorbei oder durch dieses strömt und aus der Adsorptionseinheit ausgeführt wird. Das Nonadsorbat ist damit an den nicht adsorbierenden Komponenten, hier Helium gegenüber Methan, angereichert. Insgesamt schlägt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Gewinnung von Erdgaskomponenten vor, bei dem unter Verwendung von Erdgas ein Methan und Helium enthaltendes Einsatzgemisch bereitgestellt und unter Erhalt eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan angereicherten und an Helium abgereicherten Erdgasprodukts und eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan abgereicherten und an Helium angereicherten Heliumprodukts einer Trennsequenz unterworfen wird, die einen oder mehrere Membrantrennschritte und einen oder mehrere Druckwechseladsorptionsschritte umfasst.
Ist nachfolgend jeweils von einer "Abreicherung" die Rede, sei hierunter insbesondere auch eine (im Wesentlichen) vollständige Entfernung entsprechender Komponenten verstanden, also eine "Abreicherung auf null" oder auf einen tolerablen Restgehalt bzw. bis auf Spurenkomponenten.
Das Einsatzgemisch wird erfindungsgemäß unter Verwendung von Methan, höhere Kohlenwasserstoffe, Helium und Kohlendioxid enthaltendem Erdgas bereitgestellt, und die Bereitstellung des Einsatzgemischs umfasst, das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas an Kohlendioxid und an den höheren Kohlenwasserstoffen abzureichern. Das Einsatzgemisch kann derart an den höheren Kohlenwasserstoffen abgereichert werden, dass der Kohlenwasserstoff-Taupunkt beim Betriebsdruck von beispielsweise ca. 10 bis 150 bar (abs.) bei weniger als -10 °C und der (Rest-)Gehalt von Kohlendioxid bei weniger als 2 vol-% liegt. Der Methangehalt kann den überwiegenden Anteil des verbleibenden Rests ausmachen, beispielsweise 96 bis 99 oder bis 99,9 mol-%. Das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas kann beispielsweise einen Kohlenwasserstoff-Taupunkt bei dem Betriebsdruck von mehr als -10 °C aufweisen Der Gehalt von Kohlendioxid kann beispielsweise bei mehr als 50 vppm (ppm im Volumenanteil) liegen, der Gehalt von Helium bei mehr als 50 vppm. Das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas kann weitere Sauergase, Wasser und dergleichen aufweisen, die bei der Bereitstellung des Einsatzgemischs in geeigneter Weise entfernt werden können.
Die Entfernung der höheren Kohlenwasserstoffe kann insbesondere nichtkryogen in der eingangs angesprochenen und nachfolgend noch erläuterten Weise erfolgen, wohingegen die Entfernung von Kohlendioxid insbesondere durch geeignete Waschverfahren (Aminwäschen) abgeschieden werden können. Zur Kältegewinnung kann insbesondere für die Entfernung der höheren Kohlenwasserstoffe ein ausreichend verdichtetes Erdgas einer Joule-Thomson-Entspannung unterworfen werden. Die Entfernung der höheren Kohlenwasserstoffe kann insbesondere auch unter Einsatz einer Ölwäsche erfolgen.
Im Detail kann im Rahmen der vorliegenden Erfindung zur Entfernung der höheren Kohlenwasserstoffe ein Temperaturwechseladsorptionsschritt genutzt werden, wie in der US 5,557,030 A, der US 2013/0291723 A1, der WO 2014/021900 A1 oder der DE 102006011 031 A1 vorgeschlagen.
Wird in solchen Verfahren Aktivkohle als Adsorbens eingesetzt, können Kohlenwasserstoffe mit fünf und mehr Kohlenstoffatomen nahezu vollständig entfernt werden. Allerdings kann es zu starken Schwankungen im Heizwert des gereinigten Erdgases kommen, da der gegenüber dem vollständig zu entfernenden Kohlenwasserstoff nächstkürzere Kohlenwasserstoff am Anfang jedes Adsorptionszyklus komplett zurückgehalten und dann bei der Regeneration in relativ kurzer Zeit als Peak dem Erdgas wieder zugeführt wird. Diese hohen Schwankungen sind in der Regel für die Einspeisung in eine Erdgaspipeline nicht akzeptabel, können jedoch im Rahmen der Erfindung genutzt werden. Wird, wie in einer Ausgestaltung der Erfindung, Silicagel als Adsorbens verwendet, können Kohlenwasserstoffe mit sechs und mehr Kohlenstoffatomen effektiv entfernt werden.
Erdgas kann gemäß der WO 2015/116793 A1 zur Abtrennung von entsprechenden Kohlenwasserstoffen beispielsweise auch einer Ölwäsche unterworfen werden. Bei dieser Technologie werden die im Erdgas enthaltenen höheren Kohlenwasserstoffe mit Hilfe von Öl absorbiert. Das Waschöl kann aus einem kurz- oder einem langkettigen Kohlenwasserstoff bestehen. Ein Einsatz eines langkettigen Waschöls mit einem relativ niedrigen Dampfdruck hat den Vorteil, dass verhältnismäßig wenig Waschöl an das zu reinigende Gas verloren geht, allerdings muss bei der Regeneration durch Auskochen verhältnismäßig viel Energie aufgewendet werden. Wird ein kurzkettiges Waschöl mit einem relativ hohen Dampfdruck eingesetzt, fällt dieser Nachteil weg, es geht aber ggf. mehr davon in die Gasphase über, so dass verhältnismäßig viel frisches Öl bereitgestellt werden muss. Auch thermische Verfahren, bei denen schwere Kohlenwasserstoffe durch direkte Abkühlung des mit Hilfe eines Kältemittels auskondensiert werden, sind bekannt. Diese Technologie ist sehr robust, erlaubt aber typischerweise keine scharfe Trennung von einzelnen Kohlenwasserstofffraktionen.
In anderen Verfahrensvarianten kann das Erdgas von hohem auf niedrigen Druck über eine Drossel isenthalp entspannt werden, wodurch es sich abkühlt. Wie bei der direkten Kühlung kann nur der Taupunkt des Gases eingestellt werden. Um niedrige Taupunkte zu erreichen, sind hohe Druckdifferenzen erforderlich.
Höhere Kohlenwasserstoffe können auch mit gummiartigen Membranen aus dem Erdgas abgetrennt werden. Eine komplette und selektive Abtrennung von einzelnen Kohlenwasserstofffraktionen ist mit dieser Technologie zwar typischerweise nicht zu realisieren, die Abtrennung kann jedoch ausreichend sein.
Die entfernten Kohlenwasserstoffe können in einer entsprechenden Produktfraktion gewonnen und in beliebiger Weise genutzt werden. Das entsprechend gewonnene Kohlendioxid kann ebenfalls für geeignete Zwecke, beispielsweise für die Getränkeindustrie oder die Erdöltertiärförderung, genutzt werden.
Gemäß einer besonders bevorzugten Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung wird das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas auf einem Druckniveau von 10 bis 150 bar (abs.) oder ggf. mehr (Erdgas strömt ggf. sogar bei 200 bis 500 bar aus Lagerstätten aus) einer externen Erdgasquelle entnommen und stromauf des einen oder der mehreren Membrantrennschritte nicht weiter verdichtet. Die Verdichtung ist in dieser Ausgestaltung also nicht Teil des erfindungsgemäßen Verfahrens. Wenngleich hier überwiegend auf die Bearbeitung von Erdgas oder die Gewinnung von Erdgaskomponenten Bezug genommen wird, eignet sich das erfindungsgemäße Verfahren, wie erwähnt, auch für andere Gasgemische, die geeignet zusammengesetzt sind, insbesondere wenn sie unter einem entsprechenden Druck bereitgestellt werden.
Das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas weist im Rahmen der vorliegenden Erfindung insbesondere mehr als 0,5 vol% Kohlendioxid auf. Es unterscheidet sich damit fundamental von dem beispielsweise in der einleitend erwähnten EP 3034466 B1 verwendeten Gasgemisch.
Das erfindungsgemäße Verfahren umfasst insbesondere eine zweistufige Membrantrennung mit anschließender Druckwechseladsorption; es handelt sich also um ein Verfahren, bei dem die Trennsequenz einen ersten Membrantrennschritt, einen zweiten Membrantrennschritt und einen Druckwechseladsorptionsschritt umfasst, wobei in dem ersten Membrantrennschritt ein erstes Retentat und ein erstes Permeat, in dem zweiten Membrantrennschritt ein zweites Retentat und ein zweites Permeat, und in dem Druckwechseladsorptionsschritt ein Nonadsorbat und ein Adsorbat gebildet werden. Die Membrantrennschritte dienen dabei insbesondere dazu, das Gasgemisch derart an Methan abzureichern, dass Restmethan in dem Druckwechseladsorptionsschritt abgetrennt werden kann.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung wird vorteilhafterweise zumindest ein Teil des Adsorbats und zumindest ein Teil des zweiten Permeats zusammen mit dem Einsatzgemisch dem ersten Membrantrennschritt zugeführt. Vorteilhafterweise wird ferner ein Teil des ersten Retentats dem zweiten Membrantrennschritt zugeführt, zumindest ein Teil des ersten Permeats wird dem Druckwechseladsorptionsschritt zugeführt, zumindest ein Teil des zweiten Retentats wird zur Bereitstellung des Erdgasprodukts verwendet, und zumindest ein Teil des Nonadsorbats wird zur Bereitstellung des Heliumprodukts verwendet.
Das erste Retentat kann insbesondere 50 bis 99 Prozent des Methans und 0,1 bis 10 Prozent des Heliums aufweisen, das in einem Gasgemisch, hier in Form des Einsatzgemischs, des zweiten Permeats und des Adsorbats oder jeweils Teilen hiervon, dem ersten Membrantrennschritt zugeführt wird. Entsprechend kann das erste Permeat insbesondere bis zu 80 Prozent des Methans und mehr als 20 Prozent des Heliums aufweisen, das dem ersten Membrantrennschritt zugeführt wird. Die Prozentangaben bezeichnen dabei hier und im Folgenden, soweit nicht anders angegeben, insbesondere Volumenprozent.
Das zweite Retentat kann insbesondere 10 bis 99,999 Prozent des Methans und 10 bis 10.000 vppm des Heliums aufweisen, das in einem Gasgemisch, hier in Form des ersten Retentats oder eines Teils davon, dem zweiten Membrantrennschritt zugeführt wird. Entsprechend kann das zweite Permeat insbesondere bis zu 95 Prozent des Methans und mehr als 5 Prozent des Heliums aufweisen, das dem zweiten Membrantrennschritt zugeführt wird. Das Nonadsorbat kann insbesondere bis zu 1 Prozent des Methans und mehr als 99.999 Prozent des Heliums aufweisen, das in einem Gasgemisch, hier in Form des ersten Permeats oder eines Teils hiervon, dem Druckwechseladsorptionsschritt zugeführt wird. Entsprechend kann das Adsorbat insbesondere mehr als 30 Prozent des Methans und bis zu 70 Prozent des Heliums aufweisen, das dem Druckwechseladsorptionsschritt zugeführt wird.
Insbesondere kann das erste Retentat 10 bis 99 Prozent Methan und 1 bis 5 Prozent Helium, das erste Permeat mehr als 30 Prozent Helium, das zweite Retentat 10 bis 99 Prozent Methan und 100 bis 1000 vppm Helium, das zweite Permeat bis zu 70 Prozent Methan und 10 bis 30 Prozent Helium, das Nonadsorbat 1 bis 10 ppmv Methan und 99,99 bis 99,9999 Prozent Helium und das Adsorbat 70 bis 90 Prozent Methan und 10 bis 20 Prozent Helium aufweisen.
Nur zur nochmaligen Klarstellung sei betont, dass in dem ersten und in dem zweiten Membrantrennschritt jeweils Membranen verwendet werden, die eine höhere Permeabilität für Helium als für Methan aufweisen, und bei dass in dem Druckwechseladsorptionsschritt ein Adsorbens verwendet wird, das eine höhere Affinität für Methan als für Helium aufweist.
Vorteilhafterweise wird der Druckwechseladsorptionsschritt mit einem Adsorptionsdruckniveau von 6 bis 20 bar (abs.) und einem Desorptionsdruckniveau von weniger als 0,5 bar (rel.) betrieben, wobei das Nonadsorbat auf dem Adsorptionsdruckniveau und das Adsorbat auf dem Desorptionsdruckniveau bereitgestellt wird.
In einer Ausgestaltung der Erfindung wird das zweite Permeat auf einem Permeatdruckniveau von insbesondere weniger als 0,5 bar (rel.) bar bereitgestellt wird und der erste Membrantrennschritt wird mit einem Eintrittsdruckniveau betrieben, das oberhalb des Desorptionsdruckniveaus und des Permeatdruckniveaus des zweiten Permeats liegt, wobei das Adsorbat oder der Teil des Adsorbats, der zusammen mit dem Einsatzgemisch dem ersten Membrantrennschritt zugeführt wird, und das zweite Permeat oder der Teil des zweiten Permeats, der zusammen mit dem Einsatzgemisch dem ersten Membrantrennschritt zugeführt wird, auf das Eintrittsdruckniveau des ersten Membrantrennschritts verdichtet werden.
Der Eintrittsdruck in den ersten und zweiten Membrantrennschritt liegt im Rahmen der vorliegenden Erfindung insbesondere bei 10 bis 150 bar (abs.).
Wesentliche Unterschiede zwischen zwei Verfahrensvarianten ergeben sich insbesondere in der Reihenfolge der Abreicherung an höheren Kohlenwasserstoffen und Erdgas im Rahmen der vorliegenden Erfindung. Insbesondere wird das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas entweder zunächst an Kohlendioxid und dann an den höheren Kohlenwasserstoffen oder zunächst an den höheren Kohlenwasserstoffen und dann an Kohlendioxid abgereichert.
Die Erfindung betrifft auch eine Anlage zur Gewinnung von Erdgaskomponenten, die dafür eingerichtet ist, unter Verwendung von Erdgas ein Methan und Helium enthaltendes Einsatzgemisch bereitzustellen und unter Erhalt eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan angereicherten und an Helium abgereicherten Erdgasprodukts und eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan abgereicherten und an Helium angereicherten Heliumprodukts einer Trennsequenz zu unterwerfen, die einen oder mehrere Membrantrennschritte und einen oder mehrere Druckwechseladsorptionsschritte umfasst.
Die Anlage zeichnet sich erfindungsgemäß durch Mittel aus, die dafür eingerichtet sind, das Einsatzgemisch unter Verwendung von Methan, höhere Kohlenwasserstoffe, Helium und Kohlendioxid enthaltendem Erdgas bereitzustellen, und die Bereitstellung des Einsatzgemischs derart vorzunehmen, dass das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas an Kohlendioxid und an den höheren Kohlenwasserstoffen abgereichert wird.
Zu Merkmalen und Vorteile der Anlage gemäß der vorliegenden Erfindung und bevorzugter Ausgestaltungen hiervon sei auf die obigen Erläuterungen bezüglich des erfindungsgemäßen Verfahrens und seiner bevorzugten Ausgestaltungen ausdrücklich verwiesen. Eine entsprechende Anlage ist insbesondere zur Durchführung eines entsprechenden Verfahrens oder einer Ausgestaltung hiervon eingerichtet. Die Erfindung wird nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen erläutert, die bevorzugte Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung veranschaulichen.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Figur 1 veranschaulicht eine Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung in vereinfachter, schematischer Darstellung.
Figur 2 veranschaulicht eine Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung in vereinfachter, schematischer Darstellung.
In den Figuren sind einander baulich oder funktional entsprechende Elemente mit identischen Bezugszeichen angegeben und werden aus Gründen der Übersichtlichkeit halber nicht wiederholt erläutert.
Ausführliche Beschreibung der Zeichnungen
In den Figuren 1 und 2 sind Verfahren gemäß bevorzugter Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung in vereinfachter, schematischer Darstellung in Form vereinfachter Prozessflussdiagramme veranschaulicht. Die nachfolgenden Erläuterungen betreffen neben den dargestellten Verfahren entsprechende Vorrichtungen in gleicherweise.
Die Verfahren 100, 200 dienen jeweils zur Gewinnung von Erdgaskomponenten. Unter Verwendung von Erdgas, das in Form eines Einsatzstroms A bereitgestellt und dabei beispielsweise auf einem geeigneten Druckniveau einer externen Quelle wie einem Tank oder einer Pipeline oder einem Bohrloch entnommen werden kann, wird unter Verwendung nachfolgend noch im Detail erläuterten Verfahrensschritten ein Methan und Helium enthaltendes Einsatzgemisch B bereitgestellt und unter Erhalt eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan angereicherten und an Helium abgereicherten Erdgasprodukts C sowie eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan abgereicherten und an Helium angereicherten Heliumprodukts D einer insgesamt mit 10 bezeichneten Trennsequenz unterworfen wird. Die Trennsequenz 10 umfasst in den hier veranschaulichten Beispielen einen ersten Membrantrennschritt 11, einen zweiten Membrantrennschritt 12 und einen Druckwechseladsorptionsschritt 13. In dem ersten Membrantrennschritt 11 werden ein erstes Retentat R1 und ein erstes Permeat P1, in dem zweiten Membrantrennschritt 12 ein zweites Retentat R2 und ein zweites Permeat P2, und in dem Druckwechseladsorptionsschritt 13 ein Nonadsorbat N und ein Adsorbat A gebildet. Es handelt sich jeweils um Gasgemische.
Zumindest ein Teil des Adsorbats A und zumindest ein Teil des zweiten Permeats P2 werden in den veranschaulichten Beispielen zusammen mit dem Einsatzgemisch B dem ersten Membrantrennschritt 11 zugeführt, zumindest ein Teil des ersten Retentats R1 wird dem zweiten Membrantrennschritt 12 zugeführt wird, zumindest ein Teil des ersten Permeats P1 wird dem Druckwechseladsorptionsschritt 13 zugeführt, zumindest ein Teil des zweiten Retentats R2 wird zur Bereitstellung des Erdgasprodukts C verwendet, und zumindest ein Teil des Nonadsorbats N wird zur Bereitstellung des Heliumprodukts D verwendet wird.
Das Einsatzgemisch B wird unter Verwendung von Methan, höhere Kohlenwasserstoffe, Helium und Kohlendioxid enthaltendem Erdgas bereitgestellt. Der Erdgasstrom enthält also diese Komponenten. Die Bereitstellung des Einsatzgemischs B umfasst, das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas A in einem Verfahrensschritt 1 an Kohlendioxid und in einem Verfahrensschritt 2 in der zuvor erläuterten Weise an den höheren Kohlenwasserstoffen abzureichern. Wie aus der Zusammenschau der Figuren 1 und 2 ersichtlich, ergibt sich der Unterschied zwischen den Verfahren 100 und 200 insbesondere in der Reihenfolge der Verfahrensschritte 1 und 2. In dem Verfahrensschritt 1 wird ein Kohlendioxidstrom E, in dem Verfahrensschritt 2 ein Strom F mit schwereren Kohlenwasserstoffen gebildet.
Wie hier veranschaulicht, kann das Einsatzgemisch mittels eines Wärmetauschers 3 abgekühlt werden, bevor es mit dem rückgeführten zweiten Permeat P2 und dem Adsorbat A vereinigt wird. Die letztgenannten Stoffströme können mittels eines Verdichters 4 gemeinsam verdichtet und mittels eines Wärmetauschers 5 abgekühlt werden. Ein Verdichter 6 ist zur Verdichtung des ersten Permeats P1 vorgesehen.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren (100, 200) zur Gewinnung von Erdgaskomponenten, bei dem unter Verwendung von Erdgas ein Methan und Helium enthaltendes Einsatzgemisch bereitgestellt und unter Erhalt eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan angereicherten und an Helium abgereicherten Erdgasprodukts und eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan abgereicherten und an Helium angereicherten Heliumprodukts einer Trennsequenz (10) unterworfen wird, die einen oder mehrere Membrantrennschritte (11, 12) und einen oder mehrere Druckwechseladsorptionsschritte (13) umfasst, dadurch gekennzeichnet, dass das Einsatzgemisch unter Verwendung von Methan, höhere Kohlenwasserstoffe, Helium und Kohlendioxid enthaltendem Erdgas bereitgestellt wird, und dass die Bereitstellung des Einsatzgemischs umfasst, das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas an Kohlendioxid und an den höheren Kohlenwasserstoffen abzureichern.
2. Verfahren (100, 200) nach Anspruch 1, bei dem das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas auf einem Druckniveau von 10 bis 150 bar (abs.) aus einer externen Erdgasquelle entnommen und stromauf des einen oder der mehreren Membrantrennschritte nicht weiter verdichtet wird.
3. Verfahren (100, 200) nach Anspruch 1 oder 2, bei dem das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas mehr als 0,5 vol% Kohlendioxid aufweist.
4. Verfahren (100, 200) nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem die Trennsequenz (10) einen ersten Membrantrennschritt (11), einen zweiten Membrantrennschritt (12) und einen Druckwechseladsorptionsschritt (13) umfasst, wobei in dem ersten Membrantrennschritt (11) ein erstes Retentat und ein erstes Permeat, in dem zweiten Membrantrennschritt (12) ein zweites Retentat und ein zweites Permeat, und in dem Druckwechseladsorptionsschritt (13) ein Nonadsorbat und ein Adsorbat gebildet werden.
5. Verfahren (100, 200) Anspruch 4, bei dem zumindest ein Teil des Adsorbats und zumindest ein Teil des zweiten Permeats zusammen mit dem Einsatzgemisch dem ersten Membrantrennschritt (11) zugeführt werden, bei dem zumindest ein Teil des ersten Retentats dem zweiten Membrantrennschritt (12) zugeführt wird, bei dem zumindest ein Teil des ersten Permeats dem Druckwechseladsorptionsschritt (13) zugeführt wird, bei dem zumindest ein Teil des zweiten Retentats zur Bereitstellung des Erdgasprodukts verwendet wird, und bei dem zumindest ein Teil des Nonadsorbats zur Bereitstellung des Heliumprodukts verwendet wird.
6. Verfahren (100, 200) nach Anspruch 5, bei dem in dem ersten und in dem zweiten Membrantrennschritt (11, 12) Membranen verwendet werden, die eine höhere Permeabilität für Helium als für Methan aufweisen, und bei dem in dem Druckwechseladsorptionsschritt (13) ein Adsorbens aufweist, das eine höhere Affinität für Methan als für Helium aufweist.
7. Verfahren (100, 200) nach Anspruch 5 oder 6, bei dem der Druckwechseladsorptionsschritt (13) mit einem Adsorptionsdruckniveau von 6 bis 20 bar (abs.) und einem Desorptionsdruckniveau von weniger als 0,5 bar (rel.) betrieben wird, wobei das Nonadsorbat auf dem Adsorptionsdruckniveau und das Adsorbat auf dem Desorptionsdruckniveau bereitgestellt wird.
8. Verfahren (100, 200) nach einem der Ansprüche 5 bis 7, bei dem das zweite Permeat auf einem Permeatdruckniveau bereitgestellt wird und der erste Membrantrennschritt (11) mit einem Eintrittsdruckniveau betrieben wird, das oberhalb des Desorptionsdruckniveaus und des Permeatdruckniveaus des zweiten Permeats liegt, wobei das Adsorbat oder der Teil des Adsorbats, der zusammen mit dem Einsatzgemisch dem ersten Membrantrennschritt (11) zugeführt wird, und das zweite Permeat oder der Teil des zweiten Permeats, der zusammen mit dem Einsatzgemisch dem ersten Membrantrennschritt (11) zugeführt wird, auf das Eintrittsdruckniveau des ersten Membrantrennschritts verdichtet werden.
9. Verfahren (100, 200) nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas zunächst an Kohlendioxid und dann an den höheren Kohlenwasserstoffen oder zunächst an den höheren Kohlenwasserstoffen und dann an Kohlendioxid abgereichert wird.
10. Anlage zur Gewinnung von Erdgaskomponenten, die dafür eingerichtet ist, unter Verwendung von Erdgas ein Methan und Helium enthaltendes Einsatzgemisch bereitzustellen und unter Erhalt eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan angereicherten und an Helium abgereicherten Erdgasprodukts und eines gegenüber dem Einsatzgemisch an Methan abgereicherten und an Helium angereicherten Heliumprodukts einer Trennsequenz (10) zu unterwerfen, die einen oder mehrere Membrantrennschritte (11, 12) und einen oder mehrere
Druckwechseladsorptionsschritte (13) umfasst, gekennzeichnet durch Mittel, die dafür eingerichtet sind, das Einsatzgemisch unter Verwendung von Methan, höhere Kohlenwasserstoffe, Helium und Kohlendioxid enthaltendem Erdgas bereitzustellen, und die Bereitstellung des Einsatzgemischs derart vorzunehmen, dass das zur Bereitstellung des Einsatzgemischs verwendete Erdgas an
Kohlendioxid und an den höheren Kohlenwasserstoffen abgereichert wird.
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