Uscendo dall'era glaciale

Salva nell'elenco di lettura Pubblicato da Lydia Woellwarth, Editor LNG Industry, giovedì 6 maggio 2021 10:00

Margaret Greene (USA), William Dolan (USA), Justin Pan (USA), Al Maglio (USA), Tobias Eckardt (Germania), BASF e Harold Boerrigter (Paesi Bassi), Marco Smaling (Paesi Bassi) e Imelda Rusli (Regno Unito ), Shell, descrive in dettaglio una tecnologia adsorbente a duplice scopo per la rimozione combinata di idrocarburi pesanti e acqua dal gas di alimentazione magro nel GNL per prevenire il congelamento della cella frigorifera.

Figura 1. Schema tipico per un impianto GNL convenzionale.

Il gas magro alimentato agli impianti GNL sta diventando sempre più diffuso poiché diversi progetti recenti di GNL si basano su gas di gasdotto che contiene prevalentemente metano con un basso contenuto di gas naturale liquido (C2-C5) e un minor contenuto di idrocarburi pesanti (C5+) rispetto al tipico gas naturale convenzionale.1 Tuttavia , le composizioni più povere, in particolare il gas di gasdotto con punto di rugiada, possono manifestare una piccola ma significativa "coda pesante" di idrocarburi pesanti e BTX che può essere difficile da definire e rimuovere.

La rimozione degli idrocarburi pesanti (C8+ HHC) e dei componenti aromatici (BTX) dal gas naturale prima della liquefazione è fondamentale per la produzione continua di GNL. Anche concentrazioni in tracce di alcuni HHC e sostanze aromatiche possono causare la precipitazione di solidi (congelamento) e l'imbrattamento dei principali scambiatori di calore di liquefazione. Ad esempio, anche gli impianti GNL esistenti alimentati da alimentazioni relativamente magre o che presentano fluttuazioni nella composizione del gas di alimentazione spesso devono affrontare sfide con la tecnologia attualmente installata per gestire le tracce pesanti nel gas di alimentazione magra.

Figura 2. Rimozione degli idrocarburi pesanti (HHC) con una colonna di scrubbing all'interno della scatola fredda.

Un gas di alimentazione magro presenta molte sfide per i metodi convenzionali di rimozione degli idrocarburi pesanti come una colonna di lavaggio e un'unità di estrazione di liquidi da gas naturale. L'unità di estrazione liquida del gas naturale è un'unità ad alta intensità di capitale con un elevato numero di apparecchiature e richiede notevoli richieste di servizi durante il funzionamento. Con rendimenti bassi un impianto di estrazione di liquidi da gas naturale diventa antieconomico. La colonna di lavaggio integrata potrebbe diventare inadatta a causa dei bassi livelli di componenti C2-C5, poiché il traffico di liquidi all'interno della colonna di lavaggio non è sufficiente per far funzionare stabilmente l'unità alle temperature di condensazione disponibili.

In questo articolo viene presentato uno studio di line-up che confronta la tecnologia di adsorbimento con oscillazione di temperatura (TSA) a doppio scopo (Durasorb Cryo-HRU) con i processi convenzionali per la rimozione di HHC C8+ dal gas di alimentazione magro. L'analisi metterà in evidenza i vantaggi della tecnologia di adsorbimento in condizioni operative e di gas di alimentazione specifici. Verrà dimostrato che la tecnologia TSA a duplice scopo presenta vantaggi significativi, anche per le applicazioni di retrofit della disidratazione, per quanto riguarda la complessità ridotta, il CAPEX migliorato, la facilità e la flessibilità di funzionamento e l’affidabilità. Le novità della tecnologia vengono discusse con i risultati di test approfonditi, dimostrando che la combinazione di HHC e rimozione dell'acqua in un unico sistema è solida. Le specifiche per l’alimentazione allo scambiatore di calore criogenico principale (MCHE) dell’unità di liquefazione – di cui al presente articolo – sono riassunte nella Tabella 1.2

L’analisi presentata considera le diverse tecnologie per il pretrattamento del gas naturale magro per la produzione di GNL. Il gas magro, noto anche come gas secco, è definito come gas naturale contenente meno del 5% di idrocarburi liquefacibili.3 La tipica configurazione di un impianto GNL convenzionale con gas di alimentazione non povere è mostrata nella Figura 1. Dopo l'impianto di ingresso , il gas passa attraverso l'unità di rimozione del mercurio (MRU) per rimuovere il mercurio, seguita da un'unità di rimozione del gas acido (AGRU) per rimuovere CO2 (fino a <50 ppmv) e H2S (fino a <3,5 ppmv) e un'unità di disidratazione (DeHy) per rimuovere l'acqua (fino a <0,1 ppmv). Un'opzione alternativa è posizionare la MRU a valle del DeHy. La specifica C5+ di <500 ppmv del gas viene raggiunta in una colonna di scrubbing o nella sezione dei liquidi del gas naturale. In queste fasi gli idrocarburi più pesanti e gli aromatici vengono rimossi ben al di sotto di 1 ppmv.