2 Processi di assorbimento dei gas acidi 7

(1)

Indice

1 Introduzione 1

I Aspetti teorici 6

2 Processi di assorbimento dei gas acidi 7

2.1 Introduzione . . . . 7

2.2 Caratteristiche generali dei processi per la rimozione dei gas acidi . . . . . 8

2.3 Caratteristiche generali dei processi di assorbimento . . . . 10

2.4 Processi di assorbimento mediante ammine . . . . 11

2.4.1 Aspetti chimici generali . . . . 12

2.4.2 Scelta della soluzione amminica . . . . 15

2.4.3 Schema di processo . . . . 22

2.5 Processi di assorbimento mediante sali alcalini . . . . 27

2.5.1 Meccanismo di assorbimento . . . . 27

2.5.2 Processo Benfield

^®

a carbonato di potassio . . . . 29

2.6 Processi di assorbimento fisico . . . . 32

2.6.1 Aspetti generali dei processi di assorbimento fisico . . . . 32

2.6.2 Descrizione di un processo generico di assorbimento fisico . . . . . 33

2.6.3 Scelta del processo . . . . 34

2.6.4 Processo Selexol

^®

. . . . 36

2.6.5 Processo Fluor Solvent

^®

. . . . 39

2.6.6 Processo Purisol

^®

. . . . 41

2.6.7 Processo Rectisol

^®

. . . . 43

2.7 Processi di assorbimento ibridi . . . . 46

2.7.1 Aspetti generali dei processi di assorbimento ibridi . . . . 46

2.7.2 Processo Sulfinol

^®

. . . . 46

3 Processi di assorbimento per la disidratazione del gas naturale 50 3.1 Introduzione . . . . 50

3.2 Determinazione del contenuto di vapor d’acqua nel gas naturale . . . . 51

3.3 Formazione e controllo degli idrati solidi . . . . 53

3.3.1 Inibizione della formazione di idrati solidi . . . . 56

3.4 Processi di disidratazione tramite glicol . . . . 59

I

(2)

3.4.1 Scelta del tipo di glicol da utilizzare . . . . 59

3.4.2 Schema di processo tipico per l’assorbimento con glicol . . . . 60

3.4.3 Condizioni operative e problematiche tipiche degli impianti ope- ranti con TEG . . . . 62

3.4.4 Grado di disidratazione ottenibile con una tipica configurazione im- piantistica . . . . 64

3.4.5 Metodi di riconcentrazione del TEG più efficaci . . . . 65

4 Recupero degli idrocarburi liquidi 69 4.1 Introduzione . . . . 69

4.1.1 Condensazione retrograda . . . . 70

4.2 Processi per il recupero degli idrocarburi liquidi . . . . 72

4.2.1 Refrigerazione diretta . . . . 73

4.2.2 Autorefrigerazione . . . . 76

4.2.3 Processi di espansione in turbina . . . . 79

4.2.4 Assorbimento con olio . . . . 85

5 Trattamento del gas naturale mediante processi di adsorbimento 88 5.1 Introduzione . . . . 88

5.2 Adsorbimento del vapor d’acqua . . . . 90

5.2.1 Meccanismo di adsorbimento del vapor d’acqua . . . . 91

5.2.2 Materiali adsorbenti utilizzati per la disidratazione del gas . . . . . 92

5.2.3 Scelta del materiale adsorbente . . . . 96

5.2.4 Schema di processo . . . . 99

5.3 Uso dei setacci molecolari per la purificazione del gas . . . 102

5.3.1 Schema di processo . . . 104

6 Trattamento del gas naturale mediante processi a membrane 106 6.1 Introduzione . . . 106

6.2 Meccanismo di trasporto delle specie attraverso la membrana . . . 107

6.3 Tipi di membrane e configurazione dei moduli . . . 110

6.3.1 Tipi di membrane . . . 110

6.3.2 Configurazione dei moduli . . . 110

6.4 Configurazione tipica di un processo a membrane . . . 114

6.4.1 Condizioni di operative che influenzano il processo a membrane . 116 6.5 Processi a membrane nel trattamento del gas naturale . . . 118

6.6 Vantaggi e svantaggi derivati dall’utilizzo di un processo a membrana . . . 119

II Simulazioni e risultati 120 7 Analisi dei risultati delle simulazioni di processi di rimozione dei gas acidi 121 7.1 Introduzione . . . 121

7.2 Analisi dei risultati di processi operanti con MEA . . . 127

II

(3)

7.2.1 Considerazioni generali sull’effetto della temperatura e della porta- ta della soluzione amminica . . . 127 7.2.2 Considerazioni sull’effetto della concentrazione della soluzione am-

minica . . . 129 7.2.3 Analisi della spesa energetica al reboiler e dei costi di pompaggio . 129 7.2.4 Conclusioni relative agli impianti operanti con MEA . . . 131 7.3 Analisi dei risultati di processi operanti con DEA . . . 134

7.3.1 Considerazioni generali sull’effetto della temperatura e della porta- ta della soluzione amminica . . . 134 7.3.2 Analisi sull’effetto della concentrazione della soluzione amminica . 137 7.3.3 Analisi sulla spesa di calore al reboiler . . . 138 7.3.4 Conclusioni relative agli impianti operanti con DEA . . . 140 7.4 Analisi dei risultati di processi operanti con MDEA . . . 141

7.4.1 Considerazioni generali sull’effetto della temperatura e della porta- ta della soluzione amminica . . . 141 7.4.2 Analisi sull’effetto della concentrazione della soluzione amminica . 146 7.4.3 Analisi sulla spesa di calore al reboiler . . . 146 7.4.4 Conclusioni relative agli impianti operanti con MDEA . . . 150 7.5 Analisi dei risultati di processi operanti con miscele MDEA-MEA e MDEA-

DEA . . . 151 7.5.1 Introduzione . . . 151 7.5.2 Considerazioni generali sull’effetto della temperatura e della porta-

ta della soluzione amminica . . . 152 7.5.3 Analisi sull’effetto della composizione della soluzione amminica . . 153 7.5.4 Analisi sulla spesa di calore al reboiler . . . 158 7.5.5 Conclusioni relative agli impianti operanti con miscele MDEA-MEA

e MDEA-DEA . . . 160 7.6 Confronto tra le diverse configurazioni analizzate . . . 160

8 Analisi dei risultati ottenuti dalle simulazioni di processi di disidratazione me-

diante assorbimento con TEG 165

8.1 Introduzione . . . 165 8.2 Risultati relativi a processi di assorbimento convenzionale . . . 167 8.2.1 Effetto della pressione e analisi della riduzione del dew point . . . . 176 8.3 Risultati relativi a processi di assorbimento che utilizzano gas di strippping 178 8.3.1 Utilizzo del gas di stripping nel reboiler . . . 179 8.3.2 Utilizzo del gas di stripping in una colonna posta al di sotto del

reboiler . . . 181 8.3.3 Confronto tra le diverse configurazioni di processo . . . 183 8.4 Raggiungimento delle specifiche di linea del gas trattato e conclusioni . . 185

III

(4)

9 Analisi dei risultati delle simulazioni di impianti di refrigerazione diretta 189

9.1 Introduzione . . . 189

9.2 Studio preliminare sul ciclo frigorifero a due livelli di pressione . . . 190

9.2.1 Scelta delle condizioni operative del ciclo economizzato e confron- to con ciclo di refrigerazione semplice. . . 193

9.2.2 Integrazione del ciclo di refrigerazione all’impianto di refrigerazio- ne diretta . . . 195

9.3 Studio preliminare sul massimo recupero in colonna . . . 196

9.4 Massimo recupero realizzabile dall’impianto e sue prestazioni . . . 199

9.5 Confronto tra gas ricco e gas povero . . . 201

9.6 Raggiungimento delle specifiche per l’immissione in linea del gas trattato 204 9.7 Conclusioni . . . 207

10 Analisi dei risultati delle simulazioni di impianti di espansione in turbina 209 10.1 Introduzione . . . 209

10.2 Risultati ottenuti da processi di espansione convenzionale . . . 211

10.2.1 Criticità presenti nell’impianto a doppio raffreddamento . . . 213

10.2.2 Confronto tra i due schemi di espansione convenzionale . . . 217

10.2.3 Conclusioni relative ai processi di espansione convenzionale . . . . 220

10.3 Risultati ottenuti da processi di espansione GSP . . . 221

10.3.1 Analisi della quantità di vapore utilizzata per creare riflusso . . . 223

10.3.2 Confronto tra i due schemi GSP . . . 225

10.3.3 Conclusioni relative agli impianti di espansione GSP . . . 226

10.4 Risultati ottenuti da processi di espansione RR . . . 227

10.4.1 Analisi delle prestazioni dell’impianto RR . . . 228

10.4.2 Conclusioni relative ai processi di espansione RR . . . 230

10.5 Confronto tra i diversi schemi di processo . . . 230

11 Conclusioni 232 11.1 Processi di trattamento del gas naturale . . . 232

11.1.1 Rimozione dei gas acidi . . . 232

11.1.2 Disidratazione del gas . . . 234

11.1.3 Processi di refrigerazione diretta e recupero degli idrocarburi liquidi 234 11.2 Analisi dei processi di trattamento per diversi gas . . . 236

11.2.1 Gas naturale ‘‘Ravenna’’ . . . 237

11.2.2 Gas naturale ‘‘Bach Ho’’ . . . 238

11.2.3 Gas naturale ‘‘Crossfield’’ . . . 242

IV