Erdgasaufbereitung – Wikipedia

Eine Erdgasaufbereitungsanlage

Erdgasaufbereitung ist eine Reihe von industriellen Verfahren zur Reinigung von Roherdgas durch Entfernen von Verunreinigungen, Verunreinigungen und höhermolekularen Kohlenwasserstoffen zur Herstellung von sogenannten Pipeline-Qualität trockenes Erdgas.[1]

Die Erdgasaufbereitung beginnt am Bohrlochkopf. Die Zusammensetzung des aus den Bohrlöchern gewonnenen Roherdgases hängt von der Art, Tiefe und Lage der unterirdischen Lagerstätte sowie von der Geologie des Gebiets ab. Öl und Erdgas befinden sich oft zusammen im selben Reservoir. Das aus Ölquellen gewonnene Erdgas wird allgemein als klassifiziert assoziiertes gelöstes Gas was bedeutet, dass das Gas mit Rohöl in Verbindung gebracht oder darin gelöst worden war. Erdgasproduktion, die nicht mit Rohöl verbunden ist, wird als „nicht verbunden“ eingestuft. Im Jahr 2009 waren 89 Prozent der US-amerikanischen Bohrlochkopfproduktion von Erdgas nicht assoziiert.[2]

Erdgasaufbereitungsanlagen reinigen rohes Erdgas durch Entfernen von Verunreinigungen wie Feststoffen, Wasser, Kohlendioxid (CO)2), Schwefelwasserstoff (H.2S), Quecksilber und höhermolekulare Kohlenwasserstoffe. Einige der Substanzen, die Erdgas kontaminieren, haben wirtschaftlichen Wert und werden weiterverarbeitet oder verkauft. Eine betriebsbereite Erdgasanlage liefert trockenes Erdgas in Pipeline-Qualität, das von privaten, gewerblichen und industriellen Verbrauchern als Brennstoff oder als Ausgangsmaterial für die chemische Synthese verwendet werden kann.

Arten von Roherdgasbohrungen[edit]

Rohes Erdgas stammt hauptsächlich aus einer von drei Arten von Bohrlöchern: Rohölbohrungen, Gasbohrungen und Kondensatbohrungen.

Erdgas, das aus Rohölquellen stammt, wird typischerweise als Erdgas bezeichnet zugehöriges Gas. Dieses Gas kann als Tankdeckel über dem Rohöl im unterirdischen Reservoir vorhanden sein oder im Rohöl gelöst sein und aus der Lösung austreten, wenn der Druck während der Produktion verringert wird.

Es wird Erdgas genannt, das aus Gas- und Kondensatbrunnen stammt, in denen wenig oder kein Rohöl vorhanden ist nicht assoziiertes Gas. Gasbohrungen produzieren typischerweise nur rohes Erdgas, während Kondensatbohrungen zusammen mit anderen niedermolekularen Kohlenwasserstoffen rohes Erdgas produzieren. Diejenigen, die unter Umgebungsbedingungen flüssig sind (dh Pentan und schwerer), werden genannt Erdgaskondensat (manchmal auch genannt Erdbenzin oder einfach Kondensat).

Erdgas heißt süßes Gas wenn relativ frei von Schwefelwasserstoff; Gas, das Schwefelwasserstoff enthält, wird genannt Sauergas. Erdgas oder ein anderes Gasgemisch, das erhebliche Mengen Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid oder ähnliche saure Gase enthält, wird genannt saures Gas.

Rohes Erdgas kann auch aus Methanablagerungen in den Poren von Kohleflözen stammen, die häufig unterirdisch in einem konzentrierten Adsorptionszustand auf der Oberfläche der Kohle selbst vorliegen. Ein solches Gas wird als bezeichnet Kohlebettgas oder Kohleflöz Methan ((Kohleflözgas in Australien). Kohlegas ist in den letzten Jahrzehnten zu einer wichtigen Energiequelle geworden.

Verunreinigungen in rohem Erdgas[edit]

Rohes Erdgas besteht typischerweise hauptsächlich aus Methan (CH)4) und Ethan (C.2H.6), die kürzesten und leichtesten Kohlenwasserstoffmoleküle. Es enthält oft auch unterschiedliche Mengen an:

Das Roherdgas muss gereinigt werden, um die von den großen Pipeline-Übertragungs- und Verteilungsunternehmen festgelegten Qualitätsstandards zu erfüllen. Diese Qualitätsstandards variieren von Pipeline zu Pipeline und hängen normalerweise vom Design eines Pipelinesystems und den Märkten ab, die es bedient. Im Allgemeinen legen die Normen fest, dass das Erdgas:

  • Innerhalb eines bestimmten Bereichs des Heizwerts (Kalorienwert) liegen. In den Vereinigten Staaten sollten es beispielsweise etwa 1035 ± 5% BTU pro Kubikfuß Gas bei 1 Atmosphäre und 60 ° F (41 MJ ± 5% pro Kubikmeter Gas bei 1 Atmosphäre und 15,6 ° C) sein. Im Vereinigten Königreich muss der Brennwert im Bereich von 37,0 bis 44,5 MJ / m liegen3 für den Eintritt in das National Transmission System (NTS).[4]
  • Lieferung bei oder über einer bestimmten Kohlenwasserstoff-Taupunkttemperatur (unterhalb derer einige der Kohlenwasserstoffe im Gas bei Rohrleitungsdruck kondensieren und flüssige Butzen bilden können, die die Rohrleitung beschädigen könnten.) Die Einstellung des Kohlenwasserstoff-Taupunkts verringert die Konzentration schwerer Kohlenwasserstoffe, sodass keine Kondensation auftritt tritt während des anschließenden Transports in den Rohrleitungen auf. In Großbritannien ist der Kohlenwasserstoff-Taupunkt für den Eintritt in das NTS als <-2 ° C definiert.[4] Der Kohlenwasserstoff-Taupunkt ändert sich mit der vorherrschenden Umgebungstemperatur. Die saisonale Variation beträgt:[5]
Saisonale Variation des Kohlenwasserstoff-Taupunkts
Kohlenwasserstoff-Taupunkt –1,1 ° C (30 ° F) 1,7 ° C (35 ° F) 4,4 ° C (40 ° F) 7,2 ° C (45 ° F) 10 ° C (50 ° F)
Monate Dezember

Januar

Februar

März

April

November

Kann

Oktober

Juni

September

Juli

August

Das Erdgas sollte:

  • Seien Sie frei von Partikeln und flüssigem Wasser, um Erosion, Korrosion oder andere Schäden an der Rohrleitung zu vermeiden.
  • Wasserdampf ausreichend dehydrieren, um die Bildung von Methanhydraten in der Gasaufbereitungsanlage oder anschließend in der Verkaufsgasfernleitung zu verhindern. Eine typische Wassergehaltsspezifikation in den USA ist, dass Gas nicht mehr als sieben Pfund Wasser pro Million Standardkubikfuß Gas enthalten darf.[6][7] In Großbritannien ist dies als <-10 ° C bei 85 barg für den Eintritt in das NTS definiert.[4]
  • Enthalten nicht mehr als Spuren von Komponenten wie Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Mercaptanen und Stickstoff. Die gebräuchlichste Spezifikation für den Schwefelwasserstoffgehalt ist 0,25 Korn H.2S pro 100 Kubikfuß Gas oder ungefähr 4 ppm. Spezifikationen für CO2 Beschränken Sie den Inhalt normalerweise auf nicht mehr als zwei oder drei Prozent. In Großbritannien wird Schwefelwasserstoff mit ≤5 mg / m angegeben3 und Gesamtschwefel als ≤ 50 mg / m3Kohlendioxid als ≤ 2,0% (Mol) und Stickstoff als ≤ 5,0% (Mol) für den Eintritt in das NTS.[4]
  • Halten Sie Quecksilber unter den nachweisbaren Grenzwerten (ca. 0,001 ppb pro Volumen), um Schäden an der Gasaufbereitungsanlage oder im Rohrleitungsübertragungssystem durch Quecksilberverschmelzung und Versprödung von Aluminium und anderen Metallen zu vermeiden.[3][8][9]

Beschreibung einer Erdgasaufbereitungsanlage[edit]

Es gibt verschiedene Möglichkeiten, die verschiedenen Einheitsprozesse für die Behandlung von Roherdgas zu konfigurieren. Das folgende Blockflussdiagramm ist eine verallgemeinerte, typische Konfiguration für die Verarbeitung von Roherdgas aus nicht zugeordneten Gasbohrungen. Es zeigt, wie Roherdgas zu Verkaufsgas verarbeitet wird, das an die Endverbrauchermärkte weitergeleitet wird.[10][11][12][13][14] Es zeigt auch, wie die Verarbeitung des Roherdgases diese Nebenprodukte ergibt:

Rohes Erdgas wird üblicherweise aus einer Gruppe benachbarter Brunnen gesammelt und zuerst in einem oder mehreren Abscheidebehältern an dieser Sammelstelle verarbeitet, um freies flüssiges Wasser und Erdgaskondensat zu entfernen. Das Kondensat wird dann üblicherweise zu einer Ölraffinerie transportiert und das Wasser wird behandelt und als Abwasser entsorgt.

Das Rohgas wird dann zu einer Gasaufbereitungsanlage geleitet, wo die anfängliche Reinigung üblicherweise die Entfernung von sauren Gasen (Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid) ist. Zu diesem Zweck stehen verschiedene Verfahren zur Verfügung, wie im Flussdiagramm gezeigt, aber die Aminbehandlung ist das Verfahren, das in der Vergangenheit angewendet wurde. Aufgrund einer Reihe von Leistungs- und Umgebungsbedingungen des Aminprozesses hat eine neuere Technologie, die auf der Verwendung von Polymermembranen zur Trennung von Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff vom Erdgasstrom basiert, zunehmend Akzeptanz gefunden. Membranen sind attraktiv, da keine Reagenzien verbraucht werden.[18]

Die sauren Gase werden, falls vorhanden, durch Membran- oder Aminbehandlung entfernt und können dann in eine Schwefelrückgewinnungseinheit geleitet werden, die den Schwefelwasserstoff im sauren Gas entweder in elementaren Schwefel oder Schwefelsäure umwandelt. Von den für diese Umwandlungen verfügbaren Verfahren ist das Claus-Verfahren bei weitem das bekannteste zur Rückgewinnung von elementarem Schwefel, während das herkömmliche Kontaktverfahren und das WSA (Nassschwefelsäureverfahren) die am häufigsten verwendeten Technologien zur Rückgewinnung von Schwefelsäure sind. Kleinere Mengen an saurem Gas können durch Abfackeln entsorgt werden.

Das Restgas aus dem Claus-Prozess wird üblicherweise genannt Endgas und dieses Gas wird dann in einer Endgasbehandlungseinheit (TGTU) verarbeitet, um restliche schwefelhaltige Verbindungen zurückzugewinnen und in die Claus-Einheit zurückzuführen. Wie im Flussdiagramm gezeigt, stehen wiederum eine Reihe von Verfahren zur Behandlung des Endgases der Claus-Einheit zur Verfügung, und zu diesem Zweck ist auch ein WSA-Verfahren sehr gut geeignet, da es autotherm an Endgasen arbeiten kann.

Der nächste Schritt in der Gasaufbereitungsanlage besteht darin, Wasserdampf aus dem Gas zu entfernen, indem entweder die regenerierbare Absorption in flüssigem Triethylenglykol (TEG) verwendet wird.[7] üblicherweise als Glykoldehydratisierung, zerfließende Chloridtrocknungsmittel und / oder Druckwechseladsorptionseinheit (PSA) bezeichnet, die eine regenerierbare Adsorption unter Verwendung eines festen Adsorbens ist.[19] Andere neuere Verfahren wie Membranen können ebenfalls in Betracht gezogen werden.

Quecksilber wird dann unter Verwendung von Adsorptionsverfahren (wie im Flussdiagramm gezeigt) wie Aktivkohle oder regenerierbaren Molekularsieben entfernt.[3]

Obwohl dies nicht üblich ist, wird Stickstoff manchmal mit einem der drei im Flussdiagramm angegebenen Verfahren entfernt und verworfen:

  • Kryogener Prozess (Stickstoffabstoßungseinheit),[20] unter Verwendung von Niedertemperaturdestillation. Dieser Prozess kann modifiziert werden, um auf Wunsch auch Helium zurückzugewinnen (siehe auch Industriegas).
  • Absorptionsprozess,[21] mit magerem Öl oder einem speziellen Lösungsmittel[22] als Absorptionsmittel.
  • Adsorptionsprozess unter Verwendung von Aktivkohle oder Molekularsieben als Adsorbens. Dieses Verfahren kann eine begrenzte Anwendbarkeit haben, da es den Verlust von Butanen und schwereren Kohlenwasserstoffen verursachen soll.

NGL-Fraktionierung[edit]

Das NGL-Fraktionierungsverfahren behandelt Abgase aus den Abscheidern an einem Ölterminal oder die Überkopffraktion aus einer Rohdestillationskolonne in einer Raffinerie. Die Fraktionierung zielt darauf ab, nützliche Produkte herzustellen, einschließlich Erdgas, das für Rohrleitungen zu Industrie- und Haushaltsverbrauchern geeignet ist. zum Verkauf stehende Flüssiggasgase (Propan und Butan); und Benzin-Ausgangsmaterial zum Mischen von flüssigem Kraftstoff.[23] Der zurückgewonnene NGL-Strom wird durch einen Fraktionierungszug verarbeitet, der aus bis zu fünf Destillationstürmen in Reihe besteht: a Demethanisierer, ein Deethanisierer, ein Depropanisierer, ein Debütant und ein Butansplitter. Es verwendet ein anderes kryogenes Niedertemperatur-Destillationsverfahren, bei dem das Gas durch einen Turboexpander expandiert und anschließend in einer demethanisierenden Fraktionierungskolonne destilliert wird.[24][25] Einige Gasaufbereitungsanlagen verwenden ein mageres Ölabsorptionsverfahren[21] eher als der kryogene Turbo-Expander-Prozess.

Die gasförmige Beschickung der NGL-Fraktionierungsanlage wird typischerweise auf etwa 60 Barg und 37 ° C komprimiert.[26] Das Futter wird durch Austausch mit dem Demethanisierer-Überkopfprodukt und durch ein Kühlsystem auf -22 ° C abgekühlt und in drei Ströme aufgeteilt:

  • Kondensierte Flüssigkeit strömt durch ein Joule-Thomson-Ventil und reduziert den Druck auf 20 bar. Sie tritt als untere Beschickung bei -44,7 ° C in den Demethanisierer ein.
  • Ein Teil des Dampfes wird durch einen Turboexpander geleitet und tritt als obere Beschickung bei -64 ° C in den Demethanisierer ein.
  • Der verbleibende Dampf wird durch das Demethanisier-Überkopfprodukt und die Joule-Thomson-Kühlung (durch ein Ventil) gekühlt und tritt als Rückfluss bei -96 ° C in die Säule ein.[26]

Das Überkopfprodukt ist hauptsächlich Methan bei 20 bar und -98 ° C. Dieses wird erhitzt und komprimiert, um ein Verkaufsgas bei 20 bar und 40 ° C zu ergeben. Das Bodenprodukt ist NGL mit 20 Barg, das dem Deethanisierer zugeführt wird.

Das Überkopfprodukt aus dem Deethanisierer ist Ethan und der Boden wird dem Depropanisierer zugeführt. Das Überkopfprodukt des Depropanisierers ist Propan und der Boden wird dem Debütanisierer zugeführt. Das Überkopfprodukt aus dem Debütanisierer ist eine Mischung aus Normal- und Isobutan, und das Bodenprodukt ist ein C.5+ Benzingemisch.

Die Betriebsbedingungen der Schiffe im NGL-Fraktionierungszug sind typischerweise wie folgt.[23][27][28]

Betriebsbedingungen der NGL-Säule
Demethanisierer Entethanisierer Depropanizer Debütant Butansplitter
Vorschubdruck 60 Barg 30 Barg
Vorlauftemperatur 37 ° C. 25 ° C. 37 ° C. 125 ° C. 59 ° C.
Betriebsdruck der Säule 20 Barg 26-30 Barg 10-16,2 Barg 3,8-17 Barg 4,9-7 Barg
Overhead-Produkttemperatur -98 ° C. 50 ° C. 59 ° C. 49 ° C.
Unterprodukttemperatur 12 ° C. 37 ° C. 125 ° C. 118 ° C. 67 ° C.
Overhead-Produkt Methan (Erdgas) Ethan Propan Butan Isobutan
Unteres Produkt Erdgasflüssigkeiten (Depropanisierfutter) (Debutanizer-Feed) Benzin Normales Butan

Eine typische Zusammensetzung des Futters und des Produkts ist wie folgt.[26]

Stromzusammensetzung,% Volumen
Komponente Futter NGL Ethan Propan Isobutan n-Butan Benzin
Methan 89.4 0,5 1,36
Ethan 4.9 37.0 95,14 7.32
Propan 2.2 26.0 3.5 90.18 2.0
Isobutan 1.3 7.2 2.5 96,0 4.5
n-Butan 2.2 14.8 2.0 95,0 3.0
Isopentan 5.0 33.13
n-Pentane 3.5 0,5 23.52
n-Hexan 4.0 26.9
n-Heptan 2.0 13.45
Gesamt 100 100 100 100 100 100 100

Die zurückgewonnenen Ströme von Propan, Butanen und C.5+ kann in einer Merox-Prozesseinheit „gesüßt“ werden, um unerwünschte Mercaptane in Disulfide umzuwandeln, und ist zusammen mit dem zurückgewonnenen Ethan das endgültige NGL-Nebenprodukt aus der Gasaufbereitungsanlage. Gegenwärtig enthalten die meisten kryogenen Anlagen aus wirtschaftlichen Gründen keine Fraktionierung, und der NGL-Strom wird stattdessen als gemischtes Produkt zu eigenständigen Fraktionierungskomplexen in der Nähe von Raffinerien oder Chemiefabriken transportiert, die die Komponenten als Ausgangsmaterial verwenden. Falls die Verlegung einer Pipeline aus geografischen Gründen nicht möglich ist oder die Entfernung zwischen Quelle und Verbraucher 3000 km überschreitet, wird Erdgas per Schiff als LNG (Flüssigerdgas) transportiert und in der Nähe des Verbrauchers wieder in seinen gasförmigen Zustand umgewandelt.

Produkte[edit]

Das Restgas aus dem NGL-Rückgewinnungsabschnitt ist das endgültige, gereinigte Verkaufsgas, das an die Endverbrauchermärkte weitergeleitet wird. Zwischen Käufer und Verkäufer werden Regeln und Vereinbarungen bezüglich der Qualität des Gases getroffen. Diese geben normalerweise die maximal zulässige CO-Konzentration an2, H.2S und H.2O und das Gas muss nicht nur kommerziell frei von unangenehmen Gerüchen und Materialien sowie Staub oder anderen festen oder flüssigen Stoffen, Wachsen, Gummi und gummibildenden Bestandteilen sein, die den Betrieb der Geräte des Käufers beschädigen oder beeinträchtigen können. Wenn eine Störung in der Kläranlage auftritt, können Käufer normalerweise die Annahme des Gases verweigern, die Durchflussrate senken oder den Preis neu aushandeln.

NatGasProcessing.svg

Heliumrückgewinnung[edit]

Wenn das Gas einen signifikanten Heliumgehalt aufweist, kann das Helium durch fraktionierte Destillation gewonnen werden. Erdgas kann bis zu 7% Helium enthalten und ist die kommerzielle Quelle des Edelgases.[29] Beispielsweise enthält das Hugoton-Gasfeld in Kansas und Oklahoma in den USA Heliumkonzentrationen von 0,3% bis 1,9%, die als wertvolles Nebenprodukt abgetrennt werden.[30]

Verbrauch[edit]

Die Erdgasverbrauchsmuster variieren je nach Land je nach Zugang. Länder mit großen Reserven tendieren dazu, großzügiger mit dem Rohstoff Erdgas umzugehen, während Länder mit knappen oder fehlenden Ressourcen tendenziell wirtschaftlicher sind. Trotz der erheblichen Erkenntnisse hat sich die prognostizierte Verfügbarkeit der Erdgasreserven kaum verändert.[citation needed]

Anwendungen von Erdgas[edit]

  • Brennstoff für den industriellen Heiz- und Trocknungsprozess
  • Kraftstoff für den Betrieb von öffentlichen und industriellen Kraftwerken
  • Haushaltsbrennstoff zum Kochen, Heizen und Warmwasser
  • Kraftstoff für umweltfreundliche Druck- oder Flüssigerdgasfahrzeuge
  • Rohstoff für die chemische Synthese
  • Rohstoff für die großtechnische Kraftstoffherstellung im Gas-to-Liquid-Verfahren (GTL) (z. B. zur Herstellung von schwefel- und aromatenfreiem Diesel mit emissionsarmer Verbrennung)

Siehe auch[edit]

Verweise[edit]

  1. ^ „PHMSA: Stakeholder-Kommunikation – NG-Verarbeitungsbetriebe“. primis.phmsa.dot.gov. Abgerufen 9. April 2018.
  2. ^ „Archivierte Kopie“ (PDF). Archiviert von das Original (PDF) am 05.03.2016. Abgerufen 2014-09-21.CS1-Wartung: Archivierte Kopie als Titel (Link)
  3. ^ ein b c „Quecksilberentfernung aus Erdgas und Flüssigkeiten“ (PDF). UOP LLC. Archiviert von das Original (PDF) am 01.01.2011.
  4. ^ ein b c d „Gas Safety (Management) Regulations 1996“. legislative.co.uk. 1996. Abgerufen 13. Juni 2020.
  5. ^ Institut für Erdöl (1978). Ein Leitfaden zur Öl- und Gastechnologie in der Nordsee. London: Heyden & Sohn. p. 133. ISBN 0855013168.
  6. ^ Dehydration von Erdgas Archiviert 24.02.2007 an der Wayback-Maschine von Prof. Jon Steiner Gudmundsson, Norwegische Universität für Wissenschaft und Technologie
  7. ^ ein b Glykol-Dehydration Archiviert 2009-09-12 an der Wayback-Maschine (enthält ein Flussdiagramm)
  8. ^ Entschwefelung und Quecksilberentfernung aus Erdgas Archiviert 03.03.2008 an der Wayback-Maschine von Bourke, MJ und Mazzoni, AF, Laurance Reid Gas Conditioning Conference, Norman, Oklahoma, März 1989.
  9. ^ Verwendung der Gasgeochemie zur Bewertung des Quecksilberrisikos Archiviert 28.08.2015 an der Wayback-Maschine, OilTracers, 2006
  10. ^ Erdgasaufbereitung: Die entscheidende Verbindung zwischen der Erdgasproduktion und dem Transport zum Markt Archiviert 2011-03-04 an der Wayback-Maschine
  11. ^ Beispiel Gasanlage Archiviert 01.12.2010 an der Wayback-Maschine
  12. ^ Von der Reinigung zur Verflüssigungsgasverarbeitung Archiviert 2010-02-21 bei WebCite
  13. ^ „“Design der Speisegasbehandlung für das Pearl GTL-Projekt„“ (PDF). spe.org. Abgerufen 9. April 2018.
  14. ^ Vorteile der Integration der NGL-Extraktion und der LNG-Verflüssigung Archiviert 2013-06-26 an der Wayback-Maschine
  15. ^ „Sicherheitsdatenblatt: Erdgasflüssigkeiten“ (PDF). ConocoPhillips.
  16. ^ „Was sind Erdgasflüssigkeiten und wie werden sie verwendet?“. United States Energy Information Administration. 20. April 2012.
  17. ^ „Leitfaden zum Verständnis von Erdgas und Erdgasflüssigkeiten“. STI Group. 2014-02-19.
  18. ^ Baker, RW „Zukünftige Richtungen der Membrangastrennungstechnologie“ Ind. Eng. Chem. Res. 2002, Band 41, Seiten 1393–1411. doi:10.1021 / ie0108088
  19. ^ Molekularsiebe Archiviert 2011-01-01 an der Wayback-Maschine (enthält ein Flussdiagramm einer PSA-Einheit)
  20. ^ Gasprozesse 2002, Kohlenwasserstoffverarbeitung, Seiten 84–86, Mai 2002 (schematische Flussdiagramme und Beschreibungen der Prozesse zur Stickstoffabweisung und Stickstoffentfernung)
  21. ^ ein b Marktgetriebene Entwicklung von Gasverarbeitungstechnologien für NGLs Website-Seite von Advanced Extraction Technology Inc.
  22. ^ AET Process Nitrogen Rejection Unit Website-Seite von Advanced Extraction Technology Inc.
  23. ^ ein b Manley, DB (1998). „Thermodynamisch effiziente Destillation: NGL-Fraktionierung“. Lateinamerikanische angewandte Forschung.
  24. ^ Kryogener Turbo-Expander-Prozess Website-Seite von Advanced Extraction Technology Inc.
  25. ^ Gasprozesse 2002, Kohlenwasserstoffverarbeitung, Seiten 83–84, Mai 2002 (schematische Flussdiagramme und Beschreibungen der NGL-Pro- und NGL-Wiederherstellungsprozesse)
  26. ^ ein b c Muneeb Nawaz ‚Synthese und Design von Demethanisator-Fließbildern für Niedertemperatur-Trennprozesse‘, University of Manchester, unveröffentlichte Doktorarbeit, 2011, S. 137, 138, 154
  27. ^ Luyben, WL (2013). „Steuerung eines Zuges von Destillationskolonnen zur Trennung von Erdgas“. Industrie- und Ingenieurchemieforschung. 52: 5710741–10753.
  28. ^ ElBadawy, KM; Teamah, MA; Shehata, AI; Hanfy, AA (2017). „Simulation der LPG-Produktion aus Erdgas mit Fraktionierungstürmen“. Internationale Zeitschrift für fortgeschrittene wissenschaftliche und technische Forschung. 6 (7).
  29. ^ Winter, Mark (2008). „Helium: das Wesentliche“. Universität von Sheffield. Abgerufen 2008-07-14.
  30. ^ Dwight E. Ward und Arthur P. Pierce (1973) „Helium“ in Mineralressourcen der Vereinigten Staaten, US Geological Survey, Professional Paper 820, S. 285-290.

Externe Links[edit]

Weiterführende Literatur[edit]

  • Haring, HW (2008). Industriegasverarbeitung. Weinheim, Deutschland: WILEY-VCH Verlag Gmbh & CO. KGaA
  • Kohl, A. & Nielsen, R. (1997). Gasreinigung. 5. Ausgabe. Houston, Texas: Golfverlag