ITMI20130231A1 - Procedimento di separazione di composti gassosi da gas naturale con basse perdite di exergia - Google Patents

Description

"PROCEDIMENTO DI SEPARAZIONE DI COMPOSTI GASSOSI DA GAS NATURALE CON BASSE PERDITE DI EXERGIAâ€

La presente invenzione riguarda un procedimento di separazione, con basse perdite di exergia, del gas naturale da composti gassosi quali elio, azoto, anidride carbonica, idrogeno solforato, presenti a bocca pozzo.

Più in particolare la presente invenzione si riferisce alla separazione di gas naturale da gas acidi presenti in quantità elevate comprese nell’intervallo da 5% a 95% in volume.

Più precisamente la presente invenzione riguarda un procedimento migliorato del tipo “Dual Reflux Pressure Swing Adsorption†(DR-PSA) per la separazione di gas acidi presenti in quantità elevate comprese nell’intervallo da 5% a 95% in volume nel gas naturale a bocca pozzo (generalmente noti come processi di separazione “bulk†).

Lo sfruttamento di giacimenti di gas naturale con elevate contaminazioni, noti come “low-Btu gas†, non viene spesso considerato economicamente interessante a causa degli elevati costi energetici associati alle tecnologie di separazione “bulk†tradizionali.

Le due principali tecnologie disponibili per la separazione di gas acidi da gas naturale sono basate su processi di absorbimento chimico (basati essenzialmente su ammine) o absorbimento fisico (basati su solventi) e su processi a membrane.

I processi con ammine e con solventi si basano sull’absorbimento reversibile dei gas acidi in una soluzione acquosa di ammine o in un opportuno solvente. Il processo viene solitamente condotto in una colonna a riempimento o a piatti che opera a bassa temperatura ed alta pressione nella fase di rimozione del gas acido, e ad alta temperatura e bassa pressione nella fase di rigenerazione del solvente e conseguente produzione della corrente di gas acidi. I processi a membrana si basano invece sull’assorbimento dei gas acidi su una membrana polimerica che ne consente il passaggio selettivo creando così una corrente a bassa pressione arricchita del gas acido e una ad alta pressione arricchita del gas naturale. I processi di separazione basati sull’adsorbimento selettivo dei gas acidi su un solido sono utilizzati principalmente all’interno delle tecnologie chiamate Pressure Swing Adsorption (PSA). La tecnologia PSA (che prende il nome di Vacuum Swing Adsorption o VSA quando il limite inferiore di pressione del ciclo risulta inferiore al valore atmosferico) à ̈ nota sin dagli anni ’60 e consiste essenzialmente nel far fluire su un letto di solido adsorbente una miscela di gas, considerata per semplicità composta da due specie chimiche, di cui una “pesante†viene adsorbita più fortemente, mentre l’altra “leggera†viene adsorbita meno fortemente. Si tratta quindi di processi ciclici non stazionari che prevedono una fase, operante ad alta pressione, di accumulo dei gas acidi sul solido adsorbente e una fase, operante a bassa pressione, di rilascio del gas acido dal solido adsorbente. A questo proposito si veda per esempio Yang, R.T., Gas Separation by Adsorption Processes, Imperial College Press, Singapore, 1997; Ruthven, D.M., S. Farooq, e K.S. Knaebel, Pressure Swing Adsorption, VCH, New York, 1994. In questo modo à ̈ possibile ottenere una corrente arricchita di gas acidi e una corrente arricchita di gas naturale. Un limite della tecnologia PSA à ̈ quello di poter ottenere solo una delle due correnti con la purezza desiderata. Il processo che consente di ottenere il composto leggero con la purezza desiderata prende il nome di “Stripping-type Pressure Swing Adsorption†(S-PSA), mentre quello che consente di produrre il composto pesante con elevata purezza prende il nome di “Rectifying-type Pressure Swing Adsorption†(R-PSA). A questo proposito si veda per esempio D. Subramanian, J. A. Ritter, Equilibrium Theory for Solvent Vapor Recovery by Pressure Swing Adsorption: Analytical Solution for Process Performance, Chem. Eng. Sci., 52, 3147, 1997; A.D.Ebner, J. A. Ritter, Equilibrium Theory Analysis of Rectifying PSA for Heavy Component Production, AIChE J., 48, 1679, 2002. Questo limite della tecnologia PSA porta a ottenere bassi valori o del recupero o della purezza del gas naturale prodotto. Da questi due processi base (S-PSA e R-PSA) possono essere derivati numerosi altri processi di maggiore complessità che cercano essenzialmente di superare il problema della limitata purezza di una delle due correnti, alcuni dei quali sono stati proposti per la separazione di gas acidi da gas naturale. Si veda ad esempio le seguenti pubblicazioni:

- J.J. Collins, Bulk separation of carbon dioxide from natural gas, US Patent 3,751,878 1973;

- S.P. Di Martino, Vacuum swing adsorption process with vacuum aided internal rinse, US Patent 4,857,083 1989; - R. Kumar, Adsorptive process for producing two gas streams from a gas mixture, US Patent 4,915,711 1990;

- R. Kumar, Adsorptive process for producing two gas streams from a gas mixture, US Patent 5,026,406 1990;

- M.W. Seery, Bulk separation of carbon dioxide from methane using natural clinoptilolite US Patent 5,938,819 1999;

- S. Sircar, Separation of methane and carbon dioxide gas mixtures by pressure swing adsorption, Separation Science and Technology 23, 519-529, 1988;

- M.M Davis, R.L. Gray, K. Patel, Process for the purification of natural gas, US Patent 5174796 1992; - K.J. Doshi, W.B. Dolan, Process for the rejection of CO2 from natural gas, US Patent 5411721, 1995;

- W. B. Dolan, M.J. Mitariten, CO2rejection from natural gas, US Patent US 2003/0047071 A1, 2001.

Questi processi richiedono però valori del rapporto di compressione elevati, sequenze del ciclo complicate e/o treni di colonne multiple per produrre i due componenti relativamente puri, ottenendo così contestualmente un’elevata purezza e un elevato recupero del gas naturale. Il rapporto di compressione à ̈ definito come il rapporto tra il massimo e il minimo valore di pressione a cui lavora il processo.

I processi S-PSA e R-PSA possono essere combinati in un duplice riflusso per ottenere il processo noto come “Dual Reflux Pressure Swing Adsorption†(DR-PSA) come illustrato nelle seguenti pubblicazioni:

- D. Diagne, M. Goto, T. Hirose, New PSA Process with Intermediate Feed Inlet Position and Operated with Dual Refluxes: Application to Carbon Dioxide Removal and Enrichment, J. Chem. Eng. Japan. 27, 85, 1994;

- D. Diagne, M. Goto, T. Hirose, Parametric Studies on CO2 Separation and Recovery by Dual Reflux PSA Process Consisting of Both Rectifying and Stripping Sections, Ind. Eng. Chem. Res., 34, 3083, 1995;

- D. Diagne, M. Goto, T. Hirose, Numerical Analysis of a Dual Refluxed PSA Process during Simultaneous Removal and Concentration of Carbon Dioxide Dilute Gas from Air, J. Chem. Tech. Biotechnol., 65, 29, 1996;

- J. A. McIntyre, C. E. Holland, J. A. Ritter, High Enrichment and Recovery of Dilute Hydrocarbons by Dual-Reflux Pressure-Swing Adsorption, Ind. Eng. Chem. Res., 41 3499, 2002;

- D. Diagne, M. Goto, T. Hirose, Experimental Study of Simultaneous Removal and Concentration of CO2by an Improved Pressure Swing Adsorption Process, Energy Convers. Mgmt. 36, 431-434, 1995;

- J.A. McIntyre, A.D. Ebner, J.A. Ritter, Experimental Study of a Dual Reflux Enriching Pressure Swing Adsorption Process for Concentrating Dilute Feed Streams, Ind. Eng. Chem. Res. 49, 1848-1858, 2010;

- C.A. Grande, R. Blom, Dual Pressure Swing Adsorption Units for Gas Separation and Purification, Ind. Eng. Chem. Res. 51, 8695−8699, 2012;

- G. Spoorthi, R.S. Thakur, N. Kaistha, D.P. Rao, Process intensification in PSA processes for upgrading synthetic landfill and lean natural gases, Adsorption 17, 121–133, 2011;

- R.S. Thakura, N. Kaisthaa, D.P. Rao, Process intensification in duplex pressure swing adsorption, Computers and Chemical Engineering 35, 973–983, 2011;

- S. V. Sivakumar, D. P. Rao, Modified Duplex PSA. 2. Sharp Separation and Process Intensification for N2-O2-5A Zeolite System, Ind. Eng. Chem. Res. 50, 3437–3445, 2011; - S. V. Sivakumar, D. P. Rao, Modified Duplex PSA. 1. Sharp Separation and Process Intensification for CO2-N2-13X Zeolite System, Ind. Eng. Chem. Res. 50, 3426–3436, 2011; - S. Verma, T. S. Ramakrishnan, Downhole separation of carbon dioxide from natural gas produced from natural gas reservoir, US Patent 7763099, 2010;

- F.W. Leavitt, Duplex adsorption process, US Patent 5085674.

Il processo DR-PSA consente arricchimenti dei componenti leggeri e pesanti limitati soltanto dal bilancio di materia. Il limite estremo di un sistema DR-PSA à ̈ quindi la separazione completa di un’alimentazione binaria in due componenti puri (A.D. Ebner, J. A. Ritter, Equilibrium Theory Analysis of Rectifying PSA for Heavy Component Production, AIChE J., 48, 1679, 2002).

La principale criticità dei processi di absorbimento à ̈ l’elevato consumo energetico legato alla rigenerazione del solvente, che può essere stimato nell’ordine dei 4 GJ/tonn CO2nei processi ad ammine. Inoltre, nel caso in cui i gas acidi separati debbano essere re-iniettati nel sottosuolo i costi energetici risultano aumentati dalla necessità di ricomprimere la corrente di gas acido che viene prodotta a bassa pressione. Nel caso dell’utilizzo di soluzioni acquose di ammine, vi à ̈ poi un ulteriore costo energetico legato alla disidratazione della corrente di gas naturale prodotto.

Le membrane tipicamente non possono raggiungere elevati gradi di separazione, dunque sono necessari degli stadi multipli, oppure una delle correnti prodotte deve essere riciclata per ottenere recuperi di gas naturale accettabili. Questo porta a un incremento della complessità del processo, a un maggiore consumo di energia, che può essere stimato nell’ordine di 0.7 GJ/tonn CO2per un processo a due stadi, e quindi a un aumento dei costi. Inoltre, come per il caso dei processi di absorbimento, nel caso in cui i gas acidi separati debbano essere iniettati nel sottosuolo i costi energetici risultano aumentati dalla necessità di ricomprimere la corrente di gas acido che viene prodotta a bassa pressione. I processi di tipo PSA lavorano normalmente con elevati rapporti di compressione per poter raggiungere elevati valori di purezza e recupero. Poiché la corrente di gas a testa pozzo à ̈ già in pressione, questo comporta un’elevata perdita dell’exergia, vale a dire del lavoro utile, di tale corrente legata al fatto che la colonna di adsorbimento lavora a bassi valori di pressione nella fase di produzione della corrente ricca di gas acidi. Tale corrente di gas acidi prodotta a bassa pressione deve poi essere ricompressa per poterla reiniettare nel sottosuolo, con un ulteriore costo energetico. E’ quindi obiettivo della presente invenzione fornire un procedimento di separazione del gas naturale da composti gassosi presenti a bocca pozzo, con basse perdite di exergia. Detto procedimento deve essere condotto in condizioni operative particolari che consentono di ottenere un elevato recupero e un’elevata purezza della corrente di gas naturale prodotto, di minimizzare la perdita di exergia della corrente di gas naturale presente a testa pozzo e poter così sfruttare parte della pressione di tale corrente per la re-iniezione della corrente di gas acidi in giacimento.

Ulteriori obiettivi e vantaggi della presente invenzione saranno più evidenti dalla seguente descrizione e dai disegni allegati, forniti a puro titolo illustrativo e non limitativo. Figura 1 illustra uno schema dell’apparecchiatura sperimentale in scala di laboratorio utilizzata per convalidare il modello matematico di simulazione. Le frecce indicano i percorsi delle diverse correnti nella fase in cui una colonna riceve l’alimentazione e l’altra viene spurgata, nel presente testo indicata come fase “feed/purge†. In Figura 1 PH indica alta pressione; PL bassa pressione; F à ̈ la corrente di alimentazione; H la corrente di “pesante†, cioà ̈ di gas acidi; L la corrente di “leggero†, cioà ̈ di gas naturale; LR la corrente di ricircolo di “leggero†; HR la corrente di ricircolo di “pesante†.

Figura 2 illustra il confronto tra i risultati sperimentali e le predizioni del modello matematico in termini di recupero e purezza del metano.

Figura 3 illustra lo schema di funzionamento del singolo modulo costituito da due colonne nelle fasi di “feed/purge†a sinistra e di depressurizzazione/pressurizzazione a destra, nel presente testo indicata come “blowdown/pressurization†, in cui la colonna ad alta pressione à ̈ depressurizzata mentre la colonna a bassa pressione à ̈ pressurizzata. In Figura 3 PH indica alta pressione; PL bassa pressione; F à ̈ la corrente di alimentazione; H la corrente di “pesante†, cioà ̈ di gas acidi; L la corrente di “leggero†, cioà ̈ di gas naturale.

Figura 4 illustra un possibile schema di assemblaggio dei diversi moduli necessari per trattare una data portata di gas naturale, esemplificata per la fase di “feed/purge†. F à ̈ la corrente di alimentazione; H la corrente di “pesante†, cioà ̈ di gas acidi; L la corrente di “leggero†, cioà ̈ di gas naturale. Descrizione dettagliata.

Ai fini della presente trattazione il termine “comprendere†o “includere†comprende anche il caso “consistente essenzialmente di†o “consistente solo in†.

Inoltre, ai fini della presente trattazione le definizioni degli intervalli numerici comprendono sempre gli estremi, a meno di diversa specificazione.

Costituisce oggetto della presente domanda di brevetto un procedimento di separazione del gas naturale da composti gassosi, preferibilmente gas acidi, presenti a bocca pozza, con basse perdite di exergia.

Preferibilmente detti composti gassosi sono elio, azoto, anidride carbonica e idrogeno solforato, questi ultimi due in particolare rientrano nella definizione di gas acidi. Possono presenti anche altri composti gassosi in quantità non significative.

I composti gassosi possono essere presenti in quantità elevate comprese nell’intervallo da 5% a 95% in volume, preferibilmente nell’intervallo da 30% a 80% in volume.

Preferibilmente il procedimento di separazione à ̈ del tipo Dual Reflux Pressure Swing Adsoprtion (DR-PSA).

La separazione dei composti gassosi dal gas naturale deve avvenire mediante almeno due colonne adsorbenti, contenenti ognuna un solido adsorbente. Dette colonne lavorano l’una a pressione maggiore rispetto all’altra; di queste la colonna che opera a pressione maggiore ha una pressione operativa prossima a quella di testa pozzo. La pressione di testa pozzo ha valori variabili in funzione del tipo e della vita del pozzo stesso.

Il procedimento di separazione oggetto della presente invenzione à ̈ caratterizzato dal fatto che il rapporto di compressione deve essere compreso nell’intervallo che varia da 1.1 a 10, preferibilmente da 1.3 a 3.0.

Inoltre, nel procedimento di separazione descritto e rivendicato nel presente testo, il rapporto tra il tempo caratteristico convettivo attraverso la colonna e il tempo caratteristico diffusivo nel solido adsorbente deve essere maggiore di 1 e preferibilmente compreso nell’intervallo da 10<2>a 10<4>.

Nel presente testo il rapporto di compressione à ̈ definito come rapporto tra il massimo e il minimo valore di pressione a cui lavora il processo.

Nel presente testo il tempo caratteristico convettivo attraverso una colonna à ̈ definito come il rapporto tra il volume vuoto della colonna e la portata volumetrica; mentre il tempo caratteristico diffusivo nel solido adsorbente à ̈ definito come il rapporto tra il quadrato del raggio equivalente delle particelle del solido adsorbente e la diffusività efficace del gas.

Detto procedimento di separazione opera a temperature comprese tra -10°C e 100°C, preferibilmente comprese tra 15 °C e 55 °C. Vantaggiosamente, dopo separazione i composti gassosi separati, tra cui i gas acidi, possono essere re-iniettati in giacimento. Questo stadio à ̈ possibile perché il procedimento descritto e rivendicato consente di minimizzare le perdite di exergia della corrente di gas naturale presente a testa pozzo. L’utilizzo di bassi valori del rapporto di compressione consente di contenere le perdite di exergia. Inoltre per ottenere elevati valori di recupero e purezza à ̈ fondamentale che il rapporto tra il tempo caratteristico diffusivo nel solido adsorbente sia molto inferiore al tempo caratteristico convettivo del flusso attraverso la colonna.

L’insieme di queste due condizioni operative, quando à ̈ necessario processare una portata significativa di gas naturale, implica che le colonne di adsorbimento utilizzate abbiano un elevato rapporto diametro/lunghezza. La sezione delle colonne, quindi il diametro, à ̈ definita in base a valutazioni economiche.

Quando il rapporto diametro/lunghezza à ̈ elevato, à ̈ possibile assemblare le colonne di adsorbimento in un modulo base in modo da formare un volume molto compatto. Nel modulo base le due colonne di adsorbimento sono assemblate in modo che una delle due superfici di base di una colonna sia adiacente ed in contatto con una delle due superfici di base dell’altra colonna. Detti moduli base possono essere assemblati sequenzialmente in modo verticale od orizzontale, riducendo così l’ingombro complessivo ed i problemi di resistenza meccanica dei singoli moduli. Infatti, ogni modulo base, tranne i due posti alle estremità del dispositivo di separazione, devono sopportare sulla testa e sul fondo rapporti di pressione massimi pari al rapporto di compressione invece che dell’ordine del rapporto tra la pressione di testa pozzo e la pressione atmosferica.

Nel dimensionamento dei moduli, Ã ̈ necessario in primo luogo definire le condizioni operative per il modulo base che deve essere in grado di processare una data portata specifica di gas naturale, in termini di Nm<3>di gas naturale per giorno e per m<2>di sezione della colonna. Definita la portata totale di gas naturale da trattare nel modulo base risulta immediato definire il numero di moduli necessari.

Il solido adsorbente delle colonne deve avere opportune caratteristiche di selettività tra i componenti del gas naturale e i gas acidi e deve essere in grado di variare la quantità specifica di gas naturale e di gas acidi adsorbita nell’intervallo di pressione in cui il processo lavora. Il solido adsorbente deve quindi operare la separazione del metano dagli altri gas grazie alle differenze tra le isoterme di adsorbimento dei gas da separare. Preferibilmente, il solido adsorbente deve consentire anche una rapida diffusione dei gas. Il solido adsorbente può appartenere a una classe qualsiasi (per esempio, quelle descritte in R. T. Yang, Adsorbents: Fundamentals and Applications, Wiley-Interscience, 2003) purché presenti le suddette proprietà. Detti materiali possono essere scelti fra le zeoliti, carboni attivi (anche chimicamente modificati), allumina, gel di silice e altri materiali mesoporosi (anche con composti chimici, inclusi liquidi ionici, immobilizzati), Metal-Organic Framework (MOF). Preferibilmente appartiene alla classe dei carboni attivi con una selettività nell’intervallo 1.5-2.5 e un’area superficiale superiore ai 3000 m<2>/g.

Le colonne di un singolo modulo base possono trattare una portata di gas naturale che soddisfi i requisiti definiti nel presente testo in termini di tempi caratteristici, ma preferibilmente di circa 3000 Nm<3>di gas naturale per giorno e per m<2>di sezione della colonna, e presentano un elevato rapporto diametro/altezza, così da consentire un elevato rapporto tra il tempo caratteristico convettivo e il tempo caratteristico diffusivo.

La Figura 3 rappresenta una forma di realizzazione preferita della presente invenzione. Secondo Figura 3, l’alimentazione (F) viene effettuata in una posizione intermedia della colonna che opera a pressione maggiore (PH) definita sulla base del modello all’equilibrio del processo DR-PSA (D.T. Kearns, P.A. Webley, Modelling and evaluation of dual-reflux pressure swing adsorption cycles: Part I. Mathematical models, Chemical Engineering Science 2006, 61, 7223 – 7233).

Durante la fase “feed/purge†, durante la quale una colonna riceve l’alimentazione e l’altra viene spurgata dai gas acidi, una colonna lavora a pressione maggiore (PH) rispetto all’altra colonna (PL). Il rapporto tra queste due pressioni à ̈ compreso nell’intervallo 1.1-10 e preferibilmente nell’intervallo 1.3-3.0.

Durante la fase di “feed/purge†dalla testa della colonna a pressione maggiore (PH), che lavora in fase di “feed†, esce una corrente ricca di gas naturale (L) che in parte costituisce uno dei prodotti del processo e in parte viene riciclata alla testa della colonna a pressione minore (PL), che lavora in fase di “purge†. Dalla coda della colonna che opera a pressione minore esce una corrente ricca di gas acidi (H), che in parte costituisce il secondo prodotto del processo e in parte viene ricompressa e riciclata alla coda della colonna a pressione maggiore (PH).

La corrente di gas naturale (L) viene quindi prodotta a una pressione molto vicina (compatibilmente con le caratteristiche meccaniche delle colonne) a quella della testa pozzo, mentre la corrente di gas acidi viene prodotta a una pressione definita dal rapporto di compressione utilizzato: se questo valore à ̈ prossimo a 1, la pressione della corrente di gas acidi à ̈ prossima alla pressione di testa pozzo.

Dopo un certo tempo l’alimentazione viene interrotta e si passa alla fase di “blowdown/pressurization†, in cui la colonna a pressione maggiore viene depressurizzata scaricando i gas dalla coda fino al valore di pressione a cui lavora la colona in “purge†mentre la colonna a pressione minore viene pressurizzata alimentando gli stessi gas alla coda della colonna stessa fino al valore di pressione a cui lavora la colona in “feed†. La corrente di gas acidi, prodotta a una pressione significativamente superiore a quella atmosferica e quindi con una contenuta perdita di exergia rispetto alla corrente di testa pozzo, viene quindi pressurizzata nuovamente e re-iniettata nel giacimento.

In alternativa, le stesse fasi possono essere condotte alimentando la corrente da separare alla colonna a bassa pressione nella fase “feed/purge†e/o scaricando i gas dalla testa della colonna che ha operato ad alta pressione e/o alimentando gli stessi gas alla testa della colonna che ha operato a bassa pressione.

Il procedimento può anche operare utilizzando dei serbatoi di stoccaggio intermedio dei gas tra le due colonne, invece di inviare direttamente i gas scaricati da una colonna all’altra. Il dimensionamento del sistema per trattare una data portata di gas naturale consiste semplicemente nell’assemblare in parallelo un numero di moduli che lavorano nella fase di “feed/purge†in una singola colonna verticale od orizzontale.

Il processo viene poi reso continuo aggiungendo un numero di moduli che contestualmente lavorano nella fase di “blowdown/pressurization†.

Il rapporto tra il numero dei moduli che lavorano nelle due fasi à ̈ pari semplicemente al rapporto tra i tempi delle due fasi.

La divisione della portata complessiva su un certo numero di moduli uguali consente di gestire agevolmente qualsiasi rapporto tra i tempi delle due fasi. La distribuzione delle correnti di gas in alimentazione, prodotte e di riciclo viene gestita da un opportuno sistema di valvole e distributori.

ESEMPIO 1

Per verificare l’affidabilità del modello matematico si sono condotte delle prove sperimentali in scala di laboratorio utilizzando un’apparecchiatura il cui schema à ̈ mostrato nella Figura 1. Le prove sperimentali sono state condotte in condizioni lontane dalla separazione completa della corrente alimentata al fine di verificare la capacità del modello matematico di riprodurre correttamente comportamenti non asintotici. A titolo esemplificativo le principali condizioni operative di una tipica prova sperimentale sono riportate nella Tabella 1.

Tabella 1

Run Rapporto di Portata di Portata di Tempo di compressione alimentazione ricircolo di “feed/purgeâ€

[NL/h] leggero [s]

[NL/h]

1 2.2 5.1 15.7 490

Per le prove sperimentali sono state utilizzate due colonne con un volume complessivo di circa 1 [L] alimentate al centro con una miscela metano/anidride carbonica con concentrazioni 70/30 in volume. Il confronto tra i risultati sperimentali e le previsioni ottenute col modello matematico sono riportate nella Figura 2, da cui si può vedere un buon accordo tra i risultati sperimentali e le predizioni del modello matematico, che può quindi essere considerato come un affidabile strumento di progettazione.

ESEMPIO 2

Come caso studio si à ̈ considerato un pozzo in grado di produrre 800000 Nm<3>di gas naturale al giorno con un’elevata percentuale di anidride carbonica (pari a circa il 57.5%) e una pressione a testa pozzo di circa 50 [bar]. La colonna ad alta pressione à ̈ stata quindi operata a 50 [bar], mentre come solido adsorbente à ̈ stato scelto il Carbone Attivo commerciale Maxsorb III.

Le principali caratteristiche del caso esempio considerato sono riportate nella Tabella 2.

Tabella 2

Portata specifica di alimentazione [Nm<3>/(giorno m<2>

3400 di sezione colonna)]

Portata specifica di ricircolo di leggero [Nm<3>

16000 /(giorno m<2>di sezione colonna)]

Rapporto di compressione 1.4 Altezza della colonna [m] 0.7 Tempo di feed/purge [s] 120 Tempo di blowdown/pressurization [s] 24 Posizione dell’alimentazione [m] 0.17

Il singolo modulo opera nelle fasi di “feed/purge†e di “blowdown/pressurization†come schematizzato nella Figura 3. Nelle condizioni identificate sopra il processo à ̈ in grado di raggiungere condizioni di stazionario ciclico con una purezza del gas naturale di circa il 99% e un recupero di circa il I singoli moduli possono poi essere assemblati come indicato nella Figura 4, così da ridurre le sollecitazioni meccaniche sulla testa e la coda dei singoli moduli che, a parte i due estremi, devono sopportare un rapporto tra pressione interna ed esterna pari a 1.4 anziché a 50. Il numero di moduli necessari dipende dalla sezione della colonna, che a sua volta deve essere definita sulla base di una valutazione economica. Assumendo a titolo esemplificativo un diametro pari a 6 [m], ciascun modulo à ̈ in grado di trattare una portata pari a circa 96000 [Nm<3>/giorno] di gas naturale; saranno quindi necessari 9 moduli nella fase di “feed/purge†per trattare una portata di 800000 [Nm<3>/giorno] di gas naturale. Al fine di rendere continuo il processo si dovranno poi aggiungere 2 moduli operanti nella fase di “blowdown/pressurization†, per un totale di 11 moduli. Ridurre il diametro del singolo modulo porta semplicemente ad aumentare il numero di moduli, così come il variare la portata di gas naturale da trattare porta semplicemente a variare il numero di moduli. Il costo energetico legato alla compressione delle diverse correnti durante le due fasi del processo e alla ricompressione della corrente di gas acidi fino alla pressione di testa pozzo per consentirne la re-iniezione in giacimento à ̈ pari a circa 10 [MJ/kmol CO2] e risulta inferiore anche al solo costo energetico della ricompressione necessaria per re-iniettare in giacimento la corrente di gas acidi a pressione atmosferica uscente da un processo ad ammine o a membrane, che può essere stimato pari a circa 15 [MJ/kmol CO2]. Per entrambi i processi a questo costo energetico deve essere aggiunto quello proprio del processo, che per il processo ad ammine può essere stimato pari a circa 175 [MJ/kmol CO2], mentre per un processo a membrane a due stadi può essere stimato pari a circa 30 [MJ/kmol CO2].

Claims (11)

1. RIVENDICAZIONI 1. Un procedimento di separazione del gas naturale da composti gassosi presenti a bocca pozzo mediante almeno due colonne di adsorbimento contenenti ognuna un solido adsorbente e che lavorano l’una a pressione maggiore rispetto all’altra, detto procedimento caratterizzato dal fatto che: - il rapporto di compressione sia compreso nell’intervallo che varia da 1.1 a 10; - il rapporto tra il tempo caratteristico convettivo attraverso la colonna ed il tempo caratteristico diffusivo nel solido adsorbente sia maggiore di 1.
2. 2. Il procedimento secondo la rivendicazione 1 in cui il rapporto di compressione varia da 1.3 a 3.0.
3. 3. Il procedimento secondo le rivendicazioni 1 o 2 in cui il rapporto tra il tempo caratteristico convettivo attraverso la colonna ed il tempo caratteristico diffusivo nel solido adsorbente varia da 10<2>a 10<4>.
4. 4. Il procedimento secondo una qualunque delle rivendicazioni da 1 a 3 in cui i composti gassosi sono presenti in quantità comprese tra il 5% ed il 95% in volume.
5. 5. Il procedimento secondo una qualunque delle rivendicazioni da 1 a 4 in cui i composti gassosi, dopo separazione, sono pressurizzati ed iniettati in un giacimento.
6. 6. Il procedimento secondo una qualunque delle rivendicazioni da 1 a 5 in cui la temperatura varia da -10°C a 100°C.
7. 7. Il procedimento secondo una qualunque delle rivendicazioni da 1 a 6 in cui le due colonne sono assemblate in un unico modulo in modo che una delle due superfici di base di una colonna sia adiacente ed in contatto con una delle due superfici di base dell’altra colonna.
8. 8. Il procedimento secondo la rivendicazione 7 che avviene in uno o più moduli, detti moduli essendo assemblati in parallelo ed a contatto l’uno con l’altro.
9. 9. Il procedimento secondo una qualunque delle rivendicazioni da 1 a 8 in cui il solido adsorbente opera la separazione del metano dai composti gassosi grazie alle differenze tra le isoterme di adsorbimento dei gas da separare.
10. 10. il procedimento secondo la rivendicazione 9 in cui il soldio adsorbente à ̈ scelto fra le zeoliti, carboni attivi anche chimicamente modificati, allumina, gel di silice e altri materiali mesoporosi, questi ultimi anche con composti chimici compresi liquidi ionici immobilizzati, Metal-Organic Framework.
11. 11. Il procedimento secondo la rivendicazione 9 in cui il solido adsorbente appartiene alla classe dei carboni attivi con una selettività nell’intervallo che varia tra 1.5 e 2.5 e un’area superficiale superiore a 3000 m<2>/g.