Saindo da Era do Gelo

Salvar na lista de leitura Publicado por Lydia Woellwarth, Editora LNG Industry, quinta-feira, 06 de maio de 2021 10:00

Margaret Greene (EUA), William Dolan (EUA), Justin Pan (EUA), Al Maglio (EUA), Tobias Eckardt (Alemanha), BASF e Harold Boerrigter (Holanda), Marco Smaling (Holanda) e Imelda Rusli (Reino Unido ), Shell, detalha uma tecnologia adsorvente de dupla finalidade para remoção combinada de hidrocarbonetos pesados ​​e água do gás de alimentação pobre em GNL para evitar o congelamento da caixa fria.

Figura 1. Alinhamento típico para planta de GNL convencional.

O gás de alimentação pobre para fábricas de GNL está a tornar-se cada vez mais predominante, uma vez que vários projetos recentes de GNL se baseiam em gás gasoduto que contém predominantemente metano com baixo teor de gás natural líquido (C2-C5) e menor teor de hidrocarbonetos pesados ​​(C5+) do que o gás natural convencional típico.1 No entanto, , as composições mais enxutas, especialmente o gás de gasoduto com pontas de orvalho, podem manifestar uma pequena mas significativa “cauda pesada” de hidrocarbonetos pesados ​​e BTX, que pode ser difícil de definir e remover.

A remoção de hidrocarbonetos pesados ​​(HHCs C8+) e componentes aromáticos (BTX) do gás natural antes da liquefação é crítica para a produção contínua de GNL. Mesmo concentrações vestigiais de certos HHCs e aromáticos podem causar precipitação de sólidos (congelamento) e incrustações nos principais trocadores de calor de liquefação. Por exemplo, mesmo as centrais de GNL existentes alimentadas por alimentações relativamente pobres ou que sofrem flutuações na composição do gás de alimentação enfrentam frequentemente desafios com a tecnologia actualmente instalada para lidar com traços pesados ​​no gás de alimentação pobre.

Figura 2. Remoção de hidrocarbonetos pesados ​​(HHC) com coluna de lavagem dentro de caixa fria.

Um gás de alimentação pobre apresenta muitos desafios aos métodos convencionais de remoção de hidrocarbonetos pesados, como uma coluna de lavagem e uma unidade de extração de líquidos de gás natural. A unidade de extração de gás natural líquido é uma unidade de capital intensivo com um elevado número de equipamentos e requer demandas consideráveis ​​de serviços públicos durante a operação. Com baixos rendimentos, uma unidade de extração de líquidos de gás natural torna-se antieconômica. A coluna de lavagem integrada pode tornar-se inadequada devido aos baixos níveis de componentes C2-C5, uma vez que não há tráfego líquido suficiente dentro da coluna de lavagem para operar a unidade de forma estável nas temperaturas de condensação disponíveis.

Neste artigo, é apresentado um estudo de linha comparando a tecnologia de adsorção com oscilação de temperatura (TSA) de dupla finalidade (Durasorb Cryo-HRU) com processos convencionais para a remoção de HHCs C8+ do gás de alimentação pobre. A análise destacará os benefícios da tecnologia de adsorção sob condições específicas de gás de alimentação e operação. Será defendido que a tecnologia TSA de dupla finalidade apresenta benefícios significativos, inclusive para aplicações de modernização de desidratação, no que diz respeito à complexidade reduzida, CAPEX melhorado, facilidade e flexibilidade de operação e confiabilidade. As novidades da tecnologia são discutidas com resultados de testes extensivos, ilustrando que o HHC combinado e a remoção de água em um sistema são robustos. As especificações para alimentação do trocador de calor criogênico principal (MCHE) da unidade de liquefação – conforme referido neste artigo – estão resumidas na Tabela 1.2

A análise apresentada considera as diversas tecnologias de pré-tratamento de gás natural pobre para produção de GNL. O gás pobre, também conhecido como gás seco, é definido como gás natural contendo menos de 5% de hidrocarbonetos liquefeitos.3 O alinhamento típico para uma planta de GNL convencional com um gás de alimentação não pobre é mostrado na Figura 1. Após a instalação de entrada , o gás passa pela unidade de remoção de mercúrio (MRU) para remover o mercúrio, seguida por uma unidade de remoção de gás ácido (AGRU) para remover o CO2 (para <50 ppmv) e H2S (para <3,5 ppmv), e uma unidade de desidratação (DeHy) para remover a água (para <0,1 ppmv). Uma opção alternativa é posicionar o MRU a jusante do DeHy. A especificação C5+ de <500 ppmv do gás é alcançada em uma coluna de lavagem ou na seção de líquidos de gás natural. Nestas etapas, os hidrocarbonetos mais pesados ​​e os aromáticos são removidos bem abaixo de 1 ppmv.