Esercizi di simulazione: separazione di una miscela costituita da greggio, gas naturale ed acqua.

INTRODUZIONE

In questa esercitazione si vuole simulare una parte delle operazioni svolte dopo aver estratto il greggio, a bocca di pozzo; si trascura la parte di separazione dei residui rocciosi eventualmente trascinati; quest’ultima viene fatta solitamente come prima operazione per non dare successivi problemi a pompe ed apparecchiature.

Le operazioni che si simuleranno sono essenzialmente quelle al fine di separare la frazione normalmente gassosa (gas naturale, soprattutto C_1-2-3) da quella liquida, motivo per cui nella prima esercitazione mancava la parte più leggera degli H.C. nel greggio in ingresso alla colonna di topping. Si veda che è anche sottratta una parte consistente di acqua la quale viene raccolta in basso dai decantatori (immiscibilità e densità maggiore). Questa acqua tuttavia si trova alle pressioni operative dei decantatori e potrà essere soggetta, per esempio, a recuperi energetici anche se però in questa simulazione non sono applicati forse per le difficoltà dovute all'alto contenuto salino.  

Per fare ciò si gioca su successive laminazioni; si effettua un recupero di parte del liquido dalla corrente gassosa al fine di aumentare la resa in liquido tramite ricompressioni e raffreddamenti; dal gas si cerca di eliminare quanta più acqua possibile con una torre di adsorbimento al fine di evitare la formazione di clatrati nei gasdotti soprattutto nell’attraversamento di zone fredde, in effetti si potrebbe arrivare a riduzioni pesanti della sezione o otturazione delle condotte. Generalmente le operazioni che si vedranno sono accompagnate da altre; per esempio laddove non si dovesse lavorare con gas “dolci” si opererà con una de-acidificazione prima della de-umidificazione (ciò avviene in pratica sempre).

Prima di uscire dal processo i gas sono compressi ad una pressione che dipende dalle perdite nella condotta che dovranno attraversare prima di una nuova eventuale ricompressione. Il crude-oil ottenuto sarà inviato invece alla colonna di topping. Anche questo potrà subire altre operazioni quali la desalinizzazione.

Tutto ciò ha il fine di non dover trattare in una colonna di distillazione una parte più facilmente rimovibile dalla porzione liquida che andrebbe a pesare molto sui costi e rendere inutilmente più difficile la gestione e la progettazione della stessa. L’acqua verrà introdotta in colonna con lo steam per motivi di trasporto e quindi sembrerebbe inutile rimuovere  l’acqua; non è così visto che l’acqua presente nel greggio ha un alto contenuto salino che può portare a precipitazioni di sali in fase di evaporazione oltre a problemi di corrosione.

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

ESERCIZIO

Alla bocca di pozzo di una piattaforma petrolifera si necessita di separare il greggio (frazione idrocarburica liquida) dal gas naturale e dall’acqua a cui il greggio è associato nel giacimento. Il diagramma a blocchi è il seguente:

Il processo di separazione è costituto da una successione di laminazioni, per realizzare una riduzione progressiva della pressione a cui l’alimentazione si trova (pressione del giacimento). Tali laminazione sono realizzate nella successione di valvole identificate con VLV-10x. L’alimentazione e la miscela alle nuove condizioni di pressione, ottenute a valle delle valvole di laminazione, vengono inviate a dei separatori trifase (V-10x), in cui si realizza la separazione delle tre fasi.
La fase liquida idrocarburica, al termine delle laminazioni successive, viene compressa in una pompa ed inviata in oleodotto o direzionata alla distillazione frazionata.
La fase acquosa, avente densità maggiore, viene separata dal fondo del decantatore, mentre la fase gas dalla testa. Quest’ultima viene raffreddata, per condensare eventuali idrocarburi più pesanti che possano essere recuperati nella fase liquida (barilotti V-20x), incrementando così la resa in liquido del processo di separazione. Analogamente, la fase gas dai separatori trifase viene ricircolata agli stadi a monte, per purificarli dagli idrocarburi a maggiore peso molecolare. A tale scopo si usa una batteria di compressori, denominati C-20x.
La fase gas così purificata viene disidratata (in questo processo non è presente la rimozione dei gas acidi, collocata prima della disidratazione, poiché non si è prevista la presenza di H₂S nel gas naturale) e poi compressa (C-30x) per essere inviata in metanodotto. 
Nelle tabelle sono riassunti i parametri e le condizioni operative di processo. Per la simulazioni si adotti il metodo termodinamico Peng-Robinson.

SIMULAZIONE:
-  simulare il processo e valutare il recupero molare di ogni componente nella fase gas e nella fase liquida idrocarburica (greggio destinato al frazionamento);     

-diagrammare le concentrazioni molari dei prodotti nella fase liquida idrocarburica, dopo ogni separatore trifase;

-valutare i consumi dei compressori (in termini di kJ/kg_{-alimentazione}, e come % dell’LHV dell’alimentazione), scorporando la quota parte funzionale alla purificazione da quella funzionale al trasporto.

DATI

Per motivi esposti in altri elaborati del greggio si valutano delle proprietà termo-fisiche (cosa più semplice e economica rispetto all’analisi dei componenti) e si cerca, a partire da queste, di approssimare il comportamento della miscela attraverso degli pseudo-componenti (fittizi) che hanno la particolarità di essere in concentrazioni e di avere temperature di ebollizione tali da approssimare la curva di distillazione del greggio e l’andamento della densità.

Tab. 3 Definizione pseudo-componenti

Componente	Densità (kg/m3)	Peso Molecolare (kg/kmol)	Temperatura di ebollizione (°C)
Pseudo 1	721.2	81.1	73.0
Pseudo 2	754.3	98.8	86.8
Pseudo 3	816.6	141.2	173.9
Pseudo 4	861.1	185.8	240.5
Pseudo 5	902.5	241.1	314.5
Pseudo 6	955.3	404.5	487.1
Pseudo 7	1007.5	907.0	552.8

Si noti come l’operazione di flash con unità di scambio termico/laminazione è schematizzato con una valvola di laminazione dove avviene il salto di pressione in modo isoentalpico o uno scambiatore dove si riscalda/evapora isobaricamente ed un decantatore/barilotto che ha l’unico scopo di recipiente di calma e dove non avviene quindi nessuna variazione termica (heat duty=0), variazione di pressione e quindi variazione di temperatura; le uniche variazioni sono dovute alla tolleranza di convergenza.

Flowsheet

RISULTATI E LORO ANALISI

Alcuni risultati della simulazione:

Si può fin da subito notare come le concentrazioni degli idrocarburi in acqua siano davvero basse; questo nella realtà potrebbe non essere del tutto vero, almeno a questi livelli, poiché oltre agli aspetti termodinamici che evidenziano la differenza tra le interazioni nell’acqua rispetto a quelle negli idrocarburi, dovrebbe essere tenuto in conto l’aspetto cinetico della separazione, che per i tempi di processo, non arriva al compimento dell’equilibrio. Le altri componenti gassose subiscono un equilibrio alla Henry (come anche gli idrocarburi più leggeri per cui T>Tc ).

L’entità del vapore nella corrente UDW301 risulta inoltre così bassa che persino a pressioni elevate quali quelle dopo i compressori C-30x non vi è condensazione (P_w=P*y_w risulta inferiore di P⁰_w (T)); si noti come la compressione sia interefrigerata cosa che permette la riduzione del volume specifico del gas e dunque del lavoro ai compressori.

Altra osservazione riguardo le correnti LV201 e LV204 risultanti nulle: le temperature iniziali delle due correnti in ingresso ai mixer M-201,M-204 risultano inferiori a quelle nei barilotti, la pressione però aumenta; tutto è accompagnato da composti incondensabili che giustificano quanto avvenuto nella simulazione per il loro elevato tenore, soprattutto nel primo caso.

Il greggio via via che scende di pressione subisce una depauperazione della parte più leggera che andrà a costituire il gas naturale; ci si aspetta dunque un alto recupero della parte pesante (PSEUDO-N) in CRUDE; questa ha inferiore volatilità rispetto a C_1-2-3 che ci aspettiamo di trovare essenzialmente in GASPRDCT.

Osservazioni:

-si sta lavorando a temperature superiori a 40°C nei barilotti;

-la solubilità dei gas N₂ , idrocarburici e CO₂   in acqua è trascurabile rispetto alla corrispettiva pressione parziale in fase vapore.

Conclusione  sulle osservazioni:

-seguendo un approccio termodinamico,  tutto tranne l’acqua finisce essenzialmente o in GASPRDCT o in CRUDE.

I componenti condensabili quali butano e pentano subiranno una distribuzione tra le due correnti “prodotto” in uscita in quanto hanno una volatilità più alta degli pseudo-componenti; comunque è intuibile come i pentani saranno maggiormente nella fase liquida rispetto ai butani, perché possedendo un maggior numero di atomi di carbonio, presentano maggiori interazioni del tipo di Van der Waals (dipoli istantanei ed indotti, forze di London). 

È presentata di seguito una tabella con le portate molari e i recuperi in CRUDE e in GASPRDCT dei vari componenti del FEED;si è sottolineato quanto detto prima notando che i recuperi di gas in CRUDE sono qualcosa di indesiderato così come i recuperi delle parti più pesanti in GASPRDCT (idem per l’acqua in entrambi le correnti).

Lo scopo di usare più stadi di equilibrio è proprio quello di impoverire sempre di più il liquido dalla parte più leggera; si sottraggono ad alta pressione i composti molto volatili, tolta la parte vapore si porta il liquido in una nuova condizione a pressione inferiore dove si stabilirà un nuovo equilibrio; l’equilibrio e il bilancio di materia ci dicono composizione e quantità nelle fasi.

Nei primi stadi il metano subisce un forte desorbimento (...), idem per l’etano in tali condizioni ma in via minore(sono gas alle temperature operative); il propano e il butano sono molto volatili ma hanno una temperatura critica superiore (interazioni maggiori) a quelle di processo e quindi ci si spiega l’entità di gran lunga maggiore del recupero di propano nel liquido rispetto a quella di etano per quantità molari simili nel feed.

Essenzialmente il n-butano(/iso-C₄) a Tamb e Patm è un vapore (T<Tc, P<Pc); la sua Teb(1 atm) è circa 0°C (/-12°C); la pressione di CRD105 è circa di 1.16 atm e la temperatura di circa 42°C; sembrerebbe troppo quello che finisce in fase liquida ma si valuti meglio la situazione.

Per esempio, si prenda uno stadio di equilibrio semplice di cui sono note T e P fisse, ci si aspetterà per il butano una concentrazione nel vapore funzione del proprio coefficiente di ripartizione “k”, sempre nel rispetto del bilancio di massa:

Dove y e x sono le frazioni molari rispettivamente nel vapore e nel liquido all’equilibrio, z è la frazione molare iniziale; V’ è la frazione di vapore e L’ la frazione di liquido. 

Per una miscela idrocarburica, il coefficiente di ripartizione è in prima approssimazione costante con la composizione (diagramma DePriester); si farà anche adesso questa ipotesi di idealità (per semplicità); dunque k si esprime come:

Aumentando z aumenteranno di conseguenza le portate parziali nelle due fasi, liq H.C. (corrispondente a x) e vapore (corrispondente a y), mantenendosi le frazioni nel rapporto del coefficiente di ripartizione; quindi non c’è da stupirsi se in CRUDE abbiamo quantità molari non trascurabili di propano e butani poiché sebbene k sia  elevato (k prop.>k iso-but >k n-butano), le stesse quantità molari nell’alimentazione non sono trascurabili.

A ciò si somma l’effetto dei ricircoli che ributtano dentro oltre alla parte di pesanti anche C_3-4-5 con correnti a frazione molare più elevata in tali composti (LV202 e LV203) poiché provenienti dalla frazione vapore dei barilotti; ciò va ad aumentare ulteriormente la z di cui si parlava prima.

Si passi adesso a valutare come varino le composizioni del liquido dopo ogni stadio di separazione, cioè dopo ogni separatore trifase; ciò sarà valutato con dei grafici i cui dati sono disponibili alla fine dell’esercizio; ciascuna curva rappresenta un componente o pseudocomposto, in ascissa è riportata la corrente che presenta quel composto in frazione molare pari al valore dell’ordinata corrispondente.

Per i componenti reali:

Figura 1

Siccome il metano subisce una variazione di frazione molare ampissima avrebbe fatto apparire le altre curve e la sua stessa parte terminale molto piatte, per questo si è preferito rappresentare la frazione molare di metano in asse secondario. Innanzitutto è possibile notare come le frazioni subiscono la massima variazione nel primo stadio perché? Innanzitutto analizziamo la corrente in ingresso al processo:

Si noti che le frazioni inserite risultano dopo l’elaborazione termodinamica di ASPEN riferite ad una miscela liq-liq-VAP  già prima del riscaldamento in E-101 (liq-liq perché dopo si separa acqua e la solubilità degli oli in acqua è bassissima e lo è ancora di più se si abbassa la T, sempre tenendo conto solo della termodinamica); noto questo il riscaldamento è fatto molto probabilmente per motivi cinetici di trasferimento interfase. Quindi già le composizioni di partenza sono fittizie in quanto inglobano quantità presenti in fasi diverse (termodinamica). Attraverso uno studio sul trasferimento sarebbe possibile prender in considerazione di aggiungere un barilotto di calma prima dello stesso scambiatore per separare parte del gas. Nella simulazione la riduzione della pesante frazione di metano fittiziamente omogenea con la fase liquida rende meno evidente le riduzioni delle altre frazioni GASSOSE quali etano, anidride carbonica e azoto biatomico (SI SAREBBE NOTATO FORTEMENTE SE AVESSIMO MESSO TUTTE LE FRAZIONI RIFERITE AL MEDESIMO ASSE, ma ci avremmo capito poco sugli altri andamenti). Le componenti gassose tendono a liberarsi fin da subito in maniera massiva ed è per questo che è osservabile un andamento monotono decrescente.  Il modo in cui decrescono, ci fa intuire, ponendoci magari dal secondo stadio in poi, una solubilità maggiore della CO₂ (comunque apolare) nella miscela idrocarburica rispetto al metano e idem per l’etano rispetto al CH₄(il metano ha Tc inferiore, cioè minori interazioni deboli del tipo di London); l’N₂ presente inizialmente in piccole quantità probabilmente già nel feed era in pratica solo gassoso e non disciolto. Si può inoltre notare dopo l’iniziale riscaldamento e le successive laminazioni che le frazioni delle componenti gassose raggiungono nella maggior parte lo 0% nel liquido e ciò spiega il loro recupero totale o altissimo nella fase gassosa GASPRDCT.

Analizzando la parte non gassosa, è possibile notare la presenza di un massimo, come lo si spiega?

Si parta  dal composto subito più volatile dopo i gas, cioè il propano; dopo la liberazione di una grande quantità di gas, il propano subisce una concentrazione, non perché non sia finito in fase aeriforme ma perché vi è finito in modo molto minore rispetto ai precedenti; l’effetto è quello di una concentrazione; successivamente è possibile notare come la concentrazione diminuisca già dal terzo stadio in poi  laddove “il grosso” dei gas è stato sottratto dal liquido; idem avviene per gli altri composti per i quali il massimo sarà spostato più a destra poiché i composti a volatilità maggiore avranno lo stesso effetto dei gas su quelli a volatilità minore; le curve appariranno in alcuni casi più piatte in funzione delle minori quantità molari assolute e/o minori volatilità; per esempio il propano è ben più volatile del butano e si presenta in quantità maggiori: il massimo sarà più evidente; il fatto che inizialmente nei primi tre stadi  il propano abbia una frazione molare maggiore del butano nel liquido può essere spiegato con quanto detto in precedenza.

L’isobutano invece ha una volatilità un po’ superiore rispetto al n-butano che però si presenta in quantità superiori: l’isobutano ha una curva più piatta con un massimo meno accentuato.

Bisogna notare che sebbene la concentrazione abbia un massimo la quantità dei componenti più leggeri è in prima battuta sempre decrescente in funzione però della propria volatilità (non lo è per tutti, in via definitiva, a causa dei ricircoli).  

Figura 2

I pentani rimangono essenzialmente nella fase liquida mentre circa metà dei butani finisce nella fase vapore, seguendo la percentuale di recupero.

TUTTI I DISCORSI FATTI FINO AD ADESSO SI BASANO SULLE PORTATE MOLARI. LE COSE CAMBIANO MOLTO DAL PUNTO DI VISTA MASSICO.

Con questo tipo di grafico ci si può facilmente rendere conto cosa si voleva dire in precedenza con “forte concentrazione iniziale dovuta all’allontanamento del metano” visto che a riduzioni contenute degli altri componenti è associata una riduzione enorme della portata di metano, anche se fittizia come si è potuto notare in precedenza.

Figura 3

Prescindendo dall’effetto del metano, nel grafico (Fig. 3) è invece intuibile il raggiungimento dei picchi laddove le portate molari parziali pesano di più che negli stadi precedenti, grazie al maggiore allontanamento della parte più volatile. 

Per gli pseudo-componenti:

Figura 4

Si noti la concentrazione pesante al primo stadio per quanto descritto in precedenza; negli stadi successivi si ha una concentrazione graduale con andamento lineare laddove non si ha una miscela fittiziamente omogenea guardando solo le composizioni (FEED) e dove gioca maggiormente l’effetto delle laminazioni e dei recuperi; questo perché grazie all’effetto combinato dei ricircoli e della relativamente bassa volatilità degli pseudo componenti si ha una portata parziale di questi quasi costante o costante nel liquido; i componenti più volatili di questi vanno in parte o totalmente in GASPRDCT.

Si osservi quanto si è detto per le portate:

Figura 5

In qualsiasi caso gli aumenti delle portate parziali negli stadi intermedi sono dovuti a ricircoli visto che non ci sono altri ingressi di fluido oltre a FEED.

È arrivato il momento di analizzare la spesa energetica dei compressori; le potenze da fornire per la compressione sono riportati nella tabella sottostante.

COMPRESSOR	POWER_to_C [kW]
separation aim
C-201	398
C-202	755
C-203	458
C-204	233
total C-20N	1843
transportation aim
C-301	6952
C-302	3320
total C-30N	10272

Ovviamente ai compressori per il trasporto del gas nei gasdotti sono associate potenze da fornire maggiori visto che devono effettuare rapporti di compressione maggiori.

Dalla tabella dei risultati è possibile ricavare la portata massica dell’alimentazione :

total feed flow[lb/hr]	2070669
total feed flow[kg/hr]	939240
total feed flow[kg/s]	261

 

Quindi facendo il rapporto delle potenze [kW=kJ/s] con la portata massica di feed [kg/s] si otterrà la potenza per unità di portata alimentata o lavoro specifico rispetto al feed [kJ/kg]:

COMPRESSOR	POWER_to_C [kW] divided by feed flowrate[kg/s]->[kJ/kg]
separation aim
C-201	1,52
C-202	2,89
C-203	1,75
C-204	0,89
total C-20N	7,07
transportation aim
C-301	26,65
C-302	12,72
total C-30N	39,37

Ora calcoliamo gli LHV (lower heating value) di FEED,  CRUDE e GASPRDCT; per semplicità  li calcoliamo rispetto all’unità di massa anche per i gas.

Per calcolarli manderemo le correnti alla pressione di una atmosfera mantenuta costante, in un simulatore “reattore a conversione” dove si impostano reazioni di combustione (idealizzate con conversione unitaria e ossidazione completa); generalmente il calore di reazione subisce piccole variazioni trascurabili a differenti temperature dovute essenzialmente alla variazione dei calori specifici tra reagenti e prodotti (Δcp). Detto questo ci si riferisce ai soliti 298K mantenendoli costanti per valutare solo il calore di reazione.

Per essere sicuri di calcolare l’LHV e non l’HHV imponiamo al reattore di produrre una fase aeriforme in uscita (vapor only).

Manca ovviamente qualcosa di necessario nell’input al reattore ed è essenzialmente l’aria  teorica da immettere.

Mentre per i componenti noti è facilmente calcolabile, per gli pseudo-componenti risulta un po’ più difficile perché non si conosce propriamente la formula chimica essendo componenti fittizi che approssimano il comportamento reale del greggio. Si possono notare dalla caratterizzazione stimata degli pseudo componenti fatta da Aspen alcuni parametri tra i quali il K_uop   che ci può aiutare nella stima dell’aria teorica:

Pseudocomponents	UOPK	Stima tipologia pseudocomponente (porzione della miscela reale) restituita dal software
PSEUDO1	11,81856	naftenica/paraffinica
PSEUDO2	11,44815	naftenica
PSEUDO3	11,36688	naftenica
PSEUDO4	11,29018	naftenica
PSEUDO5	11,26656	naftenica
PSEUDO6	11,59786	naftenica/paraffinica
PSEUDO7	11,30503	naftenica

Siccome su scheletri di carbonio lunghi possiamo trascurare i due atomi di idrogeno estremali e visto che la stima sembra preferire la presenza di composti naftenici possiamo pensare ai composti come successioni di CH₂.

Dividendo il peso molare degli pseudo-componenti per 14 kg/kmolCH₂ (MW(CH₂)) abbiamo il numero n di moli di CH₂ per mole di pseudo composto da poter utilizzare nella reazione di ossidazione:

Per i restanti alcani è possibile scrivere:

Si consideri l’aria composta da ossigeno per il 21% mol/mol e per la restante parte da azoto; si ipotizza trascurabile l'ossidazione dell’azoto.

Effettuando il calcolo per il feed si ha:

Con questo valore di portata di aria totale si trova nei fumi 8507/0.21 lbmol/hr di aria sovra-stechiometrica quindi la portata di aria teorica corretta è 1014140lbmol/hr. La potenza termica sviluppata dalla combustione risulta circa 10773 MW.

Il potere calorifico del feed sarà quest’ultimo valore diviso la portata (espressa in kg/s) cioè 41291 kJ/kg.

Ripetendo lo stesso procedimento per le correnti CRUDE e GASPRDCT e calcolando i rapporti potenza richiesta/su potenza elettrica generata* si ottiene:

	GASPRDCT	CRUDE	FEED
portata stechiometrica di aria [lbmol/hr]	154663,9	899984,8	1014139,7
Potenza termica sviluppata [MW]	1654,5	9115,3	10773,277
portate combustibile [kg/s]	38,08	222,34	260,9
LHV [kJ/kg]	43448	40997	41293
separation aim power [MW]	1,843	1,843	1,843
Percentuale rispetto alla potenza da ciclo di gen. elettrica ad eta=0,3 [MW/MW] (%della potenza termica sviluppata*eta)	0,371%	0,067%	0,057%
portata di combustibile da utilizzare nel ciclo di gen. elettrica ad eta=0,3 [kg/s] =Power compressori/(LHV*eta)	0,141	0,1498	0,1488
transportation aim power [MW]	10,272	10,272	10,272
Percentuale rispetto alla potenza da ciclo di gen. elettrica ad eta=0,3  [MW/MW]  (%della potenza termica sviluppata*eta)	2,070%	0,376%	0,318%
portata di combustibile da utilizzare nel ciclo di gen. elettrica ad eta=0,3 [kg/s]	0,788	0,835	0,829

 *Idealmente tramite un ciclo che converte le potenze termiche sviluppate dalle combustioni in energia elettrica con rendimento energetico "eta" di 0.3.

Piccola nota: laddove LHV cresce sono necessarie portate minori di combustibile per produrre l’energia necessaria ai compressori.

Siamo solo all’inizio del trattamento del greggio e queste spese energetiche NON sono trascurabili.

CALCOLI PER LHV