Esercizi di simulazione: disidratazione del gas naturale.

INTRODUZIONE

La disidratazione del gas naturale è un processo fondamentale da effettuare prima che il gas possa essere trasportato; per evitare condense si effettua prima della compressione.

Questo processo permette di evitare la formazione di clatrati idrati soprattutto quando il gasdotto deve passare attraverso zone molto fredde. Il clatrato è una struttura solida che include altre sostanze; nel nostro caso si tratta di ghiaccio che ingloba piccole molecole idrocarburiche, stabile nello stato solido a temperature maggiori di 0°C in funzione dell’entità di idrocarburi inclusi.

Inoltre le condense di acqua in associazione ai gas acidi potrebbero dare dei problemi di corrosione.

La formazione di solidi con conseguente ostruzione e restringimento del condotto provoca perdite di carico e conseguente diminuzione della portata, oltre a poter bloccare del tutto il passaggio del gas laddove il fenomeno si ripeta nel tempo. Considerando che la sostituzione di parte dei gasdotti non è sempre così banale e che si tratta di lunghezze di transito chilometriche, vi è la necessità di prevenire piuttosto che incorrere in frequente manutenzione, la quale risulterebbe onerosa economicamente.

Tale disidratazione è effettuata a livello industriale con un assorbimento in trietilenglicole, sostanza che interagisce fortemente con l’acqua tramite legami ad idrogeno; queste forti interazioni spingono l’acqua a passare in fase liquida fino ad avere concentrazione molto basse nella fase vapore; a livello pratico utilizzando TEG molto concentrato ad alte pressioni si riesce a raggiungere il target di 10ppm di acqua nella fase gassosa. Le forti interazioni si rispecchiano in un abbassamento del coefficiente di attività dell’acqua nella fase liquida e ciò favorisce l’assorbimento come è facilmente intuibile da una  “Raoult modificata con i coefficienti di attività”.

Alternative al TEG sono il dietilenglicole, (mono)etilenglicole e metanolo; EG e metanolo non sono molto utilizzati per via della loro maggiore volatilità, perdite nell’assorbimento e soprattutto durante la rigenerazione. Anche laddove la capacità intrinseca di assorbire fosse uguale, a parità di massa si hanno più moli dei composti più leggeri e quindi un numero di interazioni maggiori. In effetti essendo tali composti venduti a “massa” e non a moli si riscontra a parità di portata una maggiore efficacia di DEG e EG (EG>DEG>TEG), ma le perdite per evaporazione vanno in tale senso: EG>DEG>TEG.

Per questo è preferibile usare DEG o TEG; il DEG risulta una via di mezzo in termini di efficacia e perdite tra TEG e EG.

Grazie all’elevata affinità di tali sostanze con l’acqua è possibile lavorare con torri di assorbimento non molto alte, per noi saranno 3 stadi di equilibrio.

Per tener correttamente conto delle interazioni ad idrogeno si sceglie di utilizzare il modello termodinamico SR-POLAR.

IL SOTTOSCRITTO NON POSSIEDE ALCUN DIRITTO SUL TESTO DELL’ESERCIZIO.

ESERCIZIO

Il gas naturale, dopo la separazione dei gas acidi, richiede un processo di disidratazione, previa compressione funzionale al trasporto. Le elevate pressione a cui avviene il trasporto richiedono un tasso di umidità molto ridotto, per evitare la condensazione dell’acqua ad alte pressioni in fase di compressione, per limitare i fenomeni di corrosione, e per limitare la formazione di ghiaccio o idrati che si formano come conseguenza delle basse temperature esterne.

Il gas può essere purificato mediate il tri-etilen-glicole (TEG), appropriato a tale scopo per la sua stabilità termica e chimica, ed efficace nel disidratare il gas grazie ai legami idrogeno che il glicole può formare con l’acqua. Per tenere conto di questo effetto, come metodo termodinamico si usa SR-POLAR. 

Inoltre, il TEG ha un elevato punto di ebollizione che ne limita le perdite in fase di rigenerazione.

SIMULAZIONE

-Determinare la portata di TEG per ottenere un contenuto di acqua nel gas in uscita inferiore a 10 ppm (su base molare).

-Confrontare l’efficacia del TEG con quella del monoetilenglicole EG, dietilenglicole DEG e metanolo. Ricavare le portate di assorbenti necessarie per raggiungere la stessa purezza del gas.

-Dimensionare la colonna di rigenerazione in modo da disidratare l’assorbente a livelli compatibili per l’ingresso nell’assorbitore. Commentare l’efficacia vs costi operativi (energia e  perdita assorbente) dei vari assorbenti. FLOWSHEET INIZIALE

Si tenga conto che andranno affiancate a tale colonna apparecchiature per la rigenerazione dell’assorbente.

DATI

Tab. 1 Stato fisico e composizione alimentazione

Parametro	Corrente Gassosa
Temperatura (°F)	85
Pressione (psia)	500
Portata (lbmol/hr)	38210
Frazione molare
TEG	0
H2O	0.0014
CO2	0.004
N2	0.016
C1	0.94
C2	0.027
C3	0.0077
C4	0.0025
C5	0.0008
C6	0.0006

Il TEG è alimentato a 105 °F e 600 psia, al 99.95%wt, in cui la frazione restante è costituita da acqua.

Tab. 2 Condizioni operative dell’assorbitore

Parametro	Valore	Unità di misura
Numero di stadi	3	-
Pressione	500	psia
Alimentazioni on-stage

RISULTATI ED ANALISI

Al fine di trovare la portata di TEG che ci consente di ottenere una concentrazione di acqua nella fase gassosa di 10 ppm su base molare si lancia una iniziale sensitività per individuare l’intervallo che ci consentirà di andare “a colpo sicuro” nella DesignSpecification.

I valori limite dell’intervallo trovati sono 190 e 210 lbmol/hr a cui corrispondono concentrazioni rispettivamente superiori ed inferiori a 10ppm.

Con una DS interna alla colonna si scopre che il valore richiesto è 206,2 lbmol/hr circa.

Ovviamente aumentando tale portata la frazione di acqua in uscita diminuisce vista la maggiore capacità di assorbire.

Si vuole procedere adesso con un semplice confronto tra gli assorbenti elencati prima per efficienza di rimozione in termini di quanto assorbente si necessita per ottenere lo stesso grado di purezza (si potrebbe anche fare il contrario, cioè vedere il valore di concentrazione all’uscita per medesime portate ma il nostro obiettivo è la disidratazione ad un livello fisso).

Si noterà successivamente che questo NON è l’esclusivo criterio di scelta.

Il rapporto massico tra assorbente ed acqua in ingresso è mantenuto costante.

Rifacendo quanto si è fatto per il TEG è possibile trovare le altre portate necessarie; i risultati sono riportati nella seguente tabella:

ABS	flowrate ABS lbmol/hr
TEG	205,39
DEG	191,05
EG	127,10
METOH	413,98
	flowrate ABS lb/hr
TEG	30844,2
DEG	20274,1
EG	7888,7
METOH	13264,9

[Per ottenere le portate di LEANABS basta dividere la portata massica degli assorbenti per 0.9995]

Si veda che le moli necessarie sono decrescenti dal TEG all’EG, ciò è forse dovuto ad una maggiore capacità coordinativa delle molecole più piccole; per via del peso molecolare decrescente dal TEG al EG si ha un comportamento dello stesso tipo ancor più accentuato per le portate massiche: a parità di massa ci sono più moli nelle sostanze più leggere e quindi più gruppi funzionali.

Non bisogna cadere nell’errore di pensare che è solo l’acqua che va a finire nell’assorbente: anche l’assorbente ha una sua volatilità che aumenta al diminuire delle interazioni tra le singole molecole, quindi il numero di gruppi polari nella singola molecola ed altri tipi di interazioni più deboli.

La grossa perdita di metanolo osservata spiega l’aumento di portata necessaria rispetto agli altri assorbenti.

In effetti è possibile osservare come le perdite non siano trascurabili alle nostre condizioni operative anche prima della rigenerazione; in questo caso le perdite escono con il gas disidratato.

	flowrate out with gas lbmol/hr	Teb[°C] a 1atm	% perdita rispetto al CONTENUTO IN LEANABS
TEG	0,008	285,5
DEG	0,050	244,8
EG	0,451	197,3
METOH	312,189	64,7
	flowrate out with gas lb/hr
TEG	1,2	285,5	0,00%
DEG	5,3	244,8	0,03%
EG	28,0	197,3	0,35%
METOH	10003,2	64,7	75,41%

Le perdite hanno andamento inverso alla temperatura di ebollizione: più è bassa, più è volatile la sostanza.

Ora è impensabile decidere di lavorare con assorbenti che tolgono l’acqua ma che si trovano poi nella stessa fase gassosa come pesanti impurezze, magari saranno le stesse a darci problemi nelle operazioni successive (sebbene tali condizioni operative non siano ottimali per sostanze come il metanolo, data la bassa temperatura di ebollizione).

Si noti che le temperature di ebollizione sono riferite ad 1 atm e sono più basse di quelle alle condizioni operative.

Oltre allo scopo dell’operazione, le perdite di assorbente costituiscono perdite monetarie, data la necessità di reintegrare l’assorbente al fine di garantire il target imposto.

Si noti che per ottenere salti di concentrazione di acqua diversi si necessitano portate molto diverse in quanto si sta lavorando in un range di composizione molto basso; in effetti aggiungendo molto altro metanolo le perdite non cambiano molto in termini assoluti, visto che la corrente esce satura di metanolo, mentre il salto di concentrazione di acqua nel DRYGAS è piccolo in valore assoluto.

Riassumendo:

1. Si esclude il metanolo per tale utilizzo alle nostre condizioni
2. Scala di volatilità/perdite EG>DEG>TEG
3. Scala di efficacia su base massica EG>DEG>TEG

La scelta è da effettuare prendendo in considerazione anche il costo per kg di assorbente, i costi rigenerativi, quelli di trattamento degli inquinanti e legati allo stesso utilizzo di tali sostanze (a parità di apparecchiatura).

A livello industriale è molto utilizzato il TEG o il DEG.

Si noti che questi glicoli hanno anche applicazioni antigelo, non è il nostro caso visto che non viene appositamente additivato alla corrente gassosa.

Si tenga in conto che queste sostanze sono tossiche ed irritanti e bisognerà prendere le giuste precauzioni.

Per quanto riguarda la rigenerazione non è possibile arrivare alla purezza del TEG in acqua dell’alimentazione con una semplice distillazione.

TEG, DEG e EG subiscono degradazione quando sono raggiunte determinate temperature.

Tali temperature ed alcune proprietà sono riportate nella seguente tabella:

[Enciclopedia degli idrocarburi, Treccani]

Queste proprietà spiegano anche l’utilizzo di una corrente a temperatura più alta di quella ambiente al fine di ridurre la viscosità dell’assorbente (riduzione delle resistenze al trasporto nel caso reale e maggiore facilità di dispersione, es. spray).

Se procedessimo con una distillazione fino al target di acqua in ingresso richiesto finiremmo con il degradare gli assorbenti.

Di seguito sono illustrate le alternative scelte onde evitare ciò mediante qualche analisi.

Questi schemi sono molto semplificati, non si tengono in considerazione i limiti di effettive apparecchiature; ciò va comunque bene per lo scopo attuale. Per vedere meglio il confronto nel caso dei glicoli sarà usata la stessa colonna e le stesse temperature agli scambiatori (non potendo lavorare nel range di temperature del TEG per DEG e EG si lavorerà in quello di quest’ultimi). La pompa è necessaria alla ripressurizzazione del liquido a 600psia. È trascurato il raffreddamento che deve essere effettuato prima del pompaggio.

Il target imposto è 99.95%wt di assorbente in ABSREG.

Rigenerazione (TEG-DEG-EG)

Il TEG/DEG/EG ricco in acqua viene laminato a 1 atm e finisce in un barilotto dove si separano essenzialmente gli HC disciolti ed altri gas.

La corrente liquida in uscita viene inviata ad un HEATER dove viene riscaldata fino a 155 °C (per non avere problemi di decomposizione sulle pareti di scambio termico).

Tale corrente è inviata in testa ad una colonna di stripping con aria riscaldata a 160°C ed inviata dal fondo in controcorrente.

Il primo flash è nella pratica sfruttato per il recupero degli idrocarburi a scopi energetici anche se nel nostro caso la portata è infima.

RISULTATI E PARAMETRI TEG

	portata [lbmol/hr]	T[°C]	P[atm]
aria	93,29	20	1
Ausiliari	duty[MW]
HEATER	1,264
AIRHEAT	0,048
POMPA(rend.0,75)	0,02
REGNTW
N stadi eq.	10
Perdite TEG(essenzialmente in VAPOR)	163,4lb/hr

RISULTATI E PARAMETRI DEG

	portata [lbmol/hr]	T[°C]	P[atm]
aria	33,58	20	1
Ausiliari	duty[MW]
HEATER	1,126
AIRHEAT	0,017
POMPA(rend.0,75)	0,013
REGNTW
N stadi eq.	10
Perdite DEG(essenzialmente in VAPOR)	360,5 lb/hr

RISULTATI E PARAMETRI EG

	portata [lbmol/hr]	T[°C]	P[atm]
aria	298,15	20	1
Ausiliari	duty[MW]
HEATER	0,609
AIRHEAT	0,153
POMPA(rend.0,75)	0,004
REGNTW
N stadi eq.	10
Perdite EG(essenzialmente in VAPOR)	975,22lb/hr

Rigenerazione(METOH)

Dopo il solito flash si opta questa volta per una colonna di distillazione. Il metanolo essendo più leggero dell’acqua è recuperato in testa.

RISULTATI E PARAMETRI METOH

	colonna
stadi di eq.	17
molar RR	2,39
Distillate rate[lbmol/hr]	100
Alimentazione on stage 14
Perdita METOH	59,5 lb/hr
Condensatore totale
Cond. Duty	-1,55MW
Reb. Duty	1,70MW
Pump Duty	0,003MW

Si ribadisce che il metanolo è quello che in totale subisce perdite di gran lunga superiori; i costi di pompaggio del metanolo risultano i più piccoli poiché la gran parte dello stesso si è perso nel DRYGAS: in realtà anche la parte da reintegrare dovrà essere pompata così come per tutti i reintegri.

La portata di aria negli strippers dipende dalla portata da trattare e dall’affinità dei glicoli con l’acqua: l’EG presenta maggiore affinità. È osservabile come le perdite evaporative durante la rigenerazione seguano quanto detto in precedenza. Le spese energetiche a scambiatori e pompe risultano maggiori laddove le portate sono maggiori; siccome le correnti in uscita dagli strippers sono calde si prospetta un recupero energetico. Le varie Duty non devono essere prese tutte con uguale peso:

-la duty della pompa è una spesa di energia elettrica;

-la duty di AIRHEAT riguarda il riscaldamento di un gas;

-la duty di HEATER riguarda il riscaldamento di una corrente praticamente liquida.

Per effettuare delle scelte corrette bisogna soppesare i vari contributi a livello economico e valutare se sia meglio spendere un po’ di più dal punto di vista energetico e meno in chemicals o viceversa.